Стабилизация нефти на промыслах. Стабилизация нефти на промыслах


Установка стабилизации нефтей на промысле — КиберПедия

 

Процесс физической стабилизации нефтей предна­значен для удаления газовых компонентов. Вслед­ствие высокого давления насыщенных паров газы выделяются из нефти при температуре окружающей среды, унося с собой ценные легкие компоненты бензиновых фракций.

Ниже приведены температуры и соответствующие им давления насыщенных паров для легких угле­водородов:

 

Температура, оС Давление, МПа этан пропан н-бутан   2,31 0,46 0,10   2,92 0,62 0,14   3,65 0,82 0,20   4,50 1,06 0,27   - 1,34 0,37   - 1,66 0,48

 

Такое испарение наблюдается в резервуарах, при сливе и наливе нефтей и нефтепродуктов. При этом потери могут достигать 5 % (масс.). Присутствие в нефтях газов, кроме этого, способствует образова­нию в трубопроводах паровых пробок, которые за­трудняют перекачивание.

Установки стабилизации нефтей строятся и эксплуатируются на промыслах. Для стабилизации только нефтей применяют одноколонные установки, а двухколонные установки используют для стабили­зации нефти — в одной колонне и стабилизации газового бензина — в другой. Последние используют для нефтей с высоким содержанием растворенных газов — более 1,5 % (масс.).

Технологическая схема двухколонной установки стабилизации нефти приведена на рис. 1-1. Сырая нефть из резервуаров промысловых ЭЛОУ забира­ется сырьевым насосом 5, прокачивается через тепло­обменник 6, паровой подогреватель 7 и при темпера­туре около 60°С подается под верхнюю тарелку первой стабилизационной колонны 2. Эта колонна оборудована тарелками желобчатого типа (число тарелок может быть от 16 до 26), верхняя из которых является отбойной, три нижних — смесительными. Избыточное давление в колонне от 0,2 до 0,4 МПа, что создает лучшие условия для конденсации паров бензина водой в водяном холодильнике-конденсаторе 8. Нефть, переливаясь с тарелки на тарелку, встре­чает более нагретые поднимающиеся пары и освобож­дается от легких фракций. Температура низа ко­лонны поддерживается в пределах 130—150 °С за счет тепла стабильной нефти, циркулирующей через змеевики трубчатой печи 1 с помощью насоса 3. Стабильная нефть, уходящая с низа колонны, насо­сом 4 прокачивается через теплообменники 6, где отдает свое тепло сырой нефти. Далее нефть проходит аппарат воздушного охлаждения 19 и поступает в резервуары стабильной нефти, откуда она и транс­портируется на нефтеперерабатывающие заводы.

Смесь газов и паров, выходящая с верха колонны 2, охлаждается в холодильнике-конденсаторе 8. Газы вместе с образовавшимся конденсатом посту­пают в газоводоотделитель 9. Несконденсированные газы — сухой газ (в основном метан и этан) с верха газоводоотделителя выводятся с установки. На газо­отводном трубопроводе ставится редукционный кла­пан 10, поддерживающий стабильное давление в аппа­рате 9 и колонне 2.

Газоводоотделитель разделен вертикальной пере­городкой. Из одной половины аппарата снизу с по­мощью регулятора уровня, который соединен с кла­паном на дренажной линии, выводится вода. Из другой половины конденсат—смесь углеводородов забирается насосом 11 и прокачивается через тепло­обменник 17 стабильного бензина. Здесь смесь

 

нагре­вается примерно до 70°С и с такой температурой поступает в испарительную часть стабилизационной колонны 13. Колонна имеет 30—32 желобчатые тарелки; давление в колонне поддерживается в пре­делах 1,3—1,5 МПа.

С верха колонны 13 уходит газ; тяжелая часть газа (пропан, бутаны) конденсируется в водяном холодильнике-конденсаторе 14 и отделяется в газо­сепараторе 15 от несконденсировавшейся части. Этот несконденсировавшийся газ выходит из газосепара­тора сверху, проходит редукционный клапан 16 и объединяется с газом, выходящим из газоводоотде­лителя 9. С помощью клапана 16 давление в колонне 13 поддерживается в пределах 1,2—1,5 МПа. Сжи­женный газ, отводимый с низа газосепаратора 15, направляется насосом 20 в приемник (на схеме не показан). Часть газа возвращается на верхнюю тарелку колонны 13 в виде холодного орошения, с помощью которого температура верха колонны поддерживается в пределах 40—50 °С. Для доста­точно полного выделения растворенных газов темпе­ратура низа колонны должна быть выше: 120— 130 °С. Такая температура обеспечивается рецирку­ляцией стабильного бензина через кипятильник 12 с паровым пространством. В кипятильнике бензин нагревается до 160—180 °С водяным паром (давле­нием 0,3—0,5 МПа). Пары, образующиеся в кипя­тильнике, поступают в колонну 13, а жидкость — стабильный бензин — перетекает через перегородку внутри аппарата 12 и под давлением системы про­ходит теплообменник 17, холодильник 18 и далее направляется в резервуар стабильного бензина (на схеме не показан).

В результате стабилизации легкой нефти из нее полностью удаляются метан, этан и на 95 % пропан, при этом давление насыщенных^паров нефти при 40 °С снижается с 0,85 до 0,03 МПа, что гарантирует постоянство фракционного состава нефти при ее транспортировании и хранении.

 

cyberpedia.su

Установка стабилизации нефтей на промысле

    Установка стабилизации нефтей на промысле [c.3]

    Для охлаждения нефти и конденсации паров легких углеводородов используется сырая нефть, поступающая с промыслов, а также вода. Качество воды при этом, как правило, невысокое, в ней содержатся посторонние примеси, она достаточно минерализована. Поэтому в трубках теплообменников отлагаются накипь и органические осадки, трубки подвержены коррозии. Эти недостатки полностью устраняются при использовании аппаратов воздушного охлаждения. Строящиеся и проектируемые в настоящее время установки стабилизации нефти оснащаются в основном конденсаторами и холодильниками воздушного охлаждения. [c.101]

    Процесс стабилизации нефтей, предназначенный для удаления легких углеводородов, может быть осуществлен разными методами. Для стабилизации только нефтей на промыслах применяют одноколонные установки, а двух колонные установки используют для стабилизации нефти в одной колонне и стабилизации газового бензина в другой. Последние используют для [c.8]

    Однако даже после многоступенчатой сепарации пузырьков газа из нефти на промысле в ней остается в растворенном (абсорбированном) состоянии, а также в виде взвешенных мелких (до 20-50 мкм) пузырьков газа (образуя дисперсную систему нефть - газовая фаза) еще около 0,5-1,5% (мае.) углеводородов -от метана до пентанов. Газ отделяется от нефти в процессе высокотемпературной стабилизации на специальных нефтестабилизационных установках и затем в процессе первичной дистилляции нефти. [c.45]

    Установки стабилизации нефтей строятся и эксплуатируются на промыслах. Для стабилизации только нефтей применяют одноколонные установки, а двухколонные установки используют для стабилизации нефти — в одной колонне и стабилизации газового бензина — в другой. Последние используют для нефтей с высоким содержанием растворенных газов —более 1,5 % (масс.). [c.7]

    Следует отметить, что работа первых ректификационных колони АВТ под давлением 10 ати, а также проектирование в новых АВТ испарителей такой же технической характеристики уменьшает не только металлоемкость колонн, но при работе установки АВТ на стабилизированной нефти позволяет осуществлять более надежно технологический режим, так как снижается влияние на него поступления нефтей различного состава и особенно легких компонентов нефти, имеющих высокую упругость паров. Иными словами, работа первых ректификационных колонн при более высоком давлении разрешает получать более устойчиво необходимый фракционный состав легкокипящих бензиновых фракций. Таким образом, даже при наличии полной стабилизации нефтей на промыслах целесообразность применения первых ректификационных колонн с давлением 10 ати не снижается. При замене действующих испарителей, помимо повышения давления, следует рекомендовать первые ректификационные колонны устанавливать с 28—32 тарелками при получении бензиновой фракции с к. к. не выше 85°. [c.61]

    Стабилизация является завершающей стадией промысловой сепарации нефти. Увеличением числа ступеней сепарации и подбором давлений на них можно добиться получения заданной упругости насыщенных паров. Стабилизация нефти может осуществляться в промысловых условиях посредством горячей или вакуумной сепарации, в заводских — посредством ректификации. Иногда ректификационные стабилизационные установки используются и на промыслах. [c.48]

    Растворенные в нефти углеводороды выделяют на нефтестабилизационных установках дегазированную нефть направляют на нефтеперерабатываюш,ий завод, а выделившиеся газы — на газоулавливание и фракционирование. Обычно установки но стабилизации нефти и переработки попутного газа располагаются на промыслах или вблизи них. [c.24]

    В Ухте установки по стабилизации нефти и переработки нефтяных газов Западно-Тэбукского месторождения целесообразно сооружать на территории нефтезавода. Для транспорта нефтяного газа ча нефтеперерабатывающие заводы, расположенные ва больших расстояниях (200-300 км) от промыслов, необходимо изучить целый комплекс вопросов, связанных с осушкой газа, выпадением конденсата и движением двухфазного потока. [c.24]

    Несмотря на то, что нефть при своем движении от скважины к товарному парку многократно сепарируется и давление ее снижается до атмосферного, в ней все же остаются растворенные газы, которые при хранении и дальнейшем транспортировании нефти выделяются и улетучиваются. Одновременно с газами выделяются и легкие бензиновые фракции нефти. Потери легких фракций увеличиваются вследствие того, что при обезвоживании и обессоливании нефти последнюю приходится нагревать на промыслах до 50—80 ( горячий отстой). Поэтому при промысловых товарных парках строят установки стабилизации нефти, на которых из нее отгоняют летучие компоненты и подвергают их конденсации. После стабилизации нефть можно хранить и транспортировать без потерь. Установки стабилизации обычно совмещают с установками обезвоживания и обессоливания нефти. Такая совмещенная установка и назь вается установкой комплексной подготовки нефти. [c.12]

    Как известно из литературы, одновременно со стабилизационными установками на некоторых промыслах США применяются установки, преследующие цель разрушения нестойких эмульсий и частичной (упрощенной) стабилизации нефти. [c.147]

    Туда же с промыслов направляются нестабильные газобензины для последующей переработки. Нефти на промыслах Грозного не стабилизируются, а направляются на установки первичной переработки грозненского нефтеперерабатывающего завода. Извлеченные бензины поступают для стабилизации в третий цех нефтеперерабатывающего завода. [c.29]

    В связи с тем, что поступающая с промыслов сырая нефть имеет, как правило, резкие колебания в содержании воды и солей, целесообразно в сырьевом парке проводить усреднение состава поступающей на ЭЛОУ сырой нефти с тем, чтобы обеспечить стабилизацию режима установки. [c.124]

    На автоматический режим и дистанционное управление переводятся насосные,. компрессорные, котельные, товарные парки, уст анйвки по подготовке (стабилизации) нефти на промыслах и групповые замерные установки. [c.57]

    С целью оптимизации выработки ШФЛУ рассмотрены ввод в колонну в качестве отпаривающего агента низокипящих углеводородных фракций. В качестве низкокипящих углеводородных фракций рассмотрены нефтяной газ из компрессорной станции, попутный нефтяной газ промысла, а также получаемая на нефтестабилизационной установке ШФЛУ Рассмотренные исследования показали целесообразность использования в качестве отпаривающего агента сухого или попутного нефтяного газа. Нагретая ШФЛУ может быть использована для ввода дополнительного тепла в колонну, что также позволяет интенсифицировать процесс стабилизации нефти, но требует дополнительных энергетических затрат и ее эффективность незначительна по сравнению с вариантами использования сухого или нефтяного газа. Использование бензиновой фракции невозможно также из-за большой степени ее абсорбции потоком стабильной нефти. Исследования показали, что чем легче фракционный состав подаваемого газа, тем выше эффективность процесса стабилизации нефти. [c.48]

    Практически в настоящее время стабилизацию нефти осуществляют на нефтеперерабатывающих заводах. Строительство газобензиновых заводов на промыслах начинается обычно через несколько лет после начала эксплуатации открытого месторождения, т. е. по существу уже в тот период, когда дебит по газам начинает падать. Следовательно, в течение длительного вре-мен 1 громадные количества газов, растворенных в нефти, теряются, при этом заводы испытывают затруднения, перерабатывая нестабильную нефть. Поэтому целесообразно рекомендовать наряду со строительством нефтестабилизациониых установок на промыслах дооборудовать существующие электрообес-соливающие установки на заводах стабилизационной аппаратурой, а фракционировку выделенных при этом газов проводить раздельно от газов деструктивной переработки нефти. [c.29]

    Процесс стабилизации нефтей, предназначенный для удаления легких углеводородрв, может быть осуществлен разными методами. Для стабилизации нефтей на промыслах обычно используют одноколонные установки. На рис. 1Х.2 представлена одна из схем стабилизации нефти на действующих установках. [c.269]

    ХЛ-3 и др.). Стабилизация пефти осуществляется обычно на промыслах. Лабораторная установка для определсчгия соста1за газов, растворенных в нефтях, хроматографическим методом разработана во ВНИИ НП . Практически в лабораторных условиях нефть стабилизируют только при отборе пробы на промысле. [c.57]

    Следовательно, в течение длительного времени громадные количества газов, растворенных в нефти, будут теряться и при этом заводы будут испытывать затруднения, перерабатывая нестабильную нефть. Сторонники строительства НСУ только на промыслах как основной довод в пользу своей точки зрения приводят то, что прп этом будет извлечено газа из нефтп примерно в 2 раза больше, чем при стабилизации на заводах. Действительно, при современном состоянии системы герметизации транспорта и храпения в нефти после трапа содержится 5—6% газа, в нефти же, поступающей на завод, 2,5%. Однако надо учитывать, что невозможно осуществить строительство нефтостабилизационпых установок у каждой скважины. Наиболее вероятное место такой установки где-либо у сборных пунктов, где количество растворенного газа уже значительно снижено сравнительно с трапной нефтью. [c.35]

    Установка У-30 (рис. 2.8) предназначена для очистки от сероводорода и стабилизации углеводородных конденсатов совместно с нефтью, расширенного конденсата поступающих на установку с блока ЭЛОУ У-730 наружных конденсатов с промыслов, а также для переработки внутренних конденсатов, поступающих с первой и второй очередей ГПЗ. Полученные в процессе переработки нестабильного конденсата очищенные от НгЗ и СОг на У-330 газы расширения используются в качестве топливного газа на собственные нужды завода и в качестве топлива на КТЭЦ очищенные от НгЗ и СОг газы стабилизации являются сырьем для получения ШФЛУ на У-90. [c.112]

chem21.info

Сбор и подготовка нефти на промыслах. Стабилизация нефти

из "Химия и технология нефти и газа"

добываемая из земных недр, содержит, как правило, газ, называемый попутным, пластовую иоду, минеральные соли, различные механические примеси. На каждую тонну добытой нефти приходится 50—100 м попутного (нефтяного) газа, 200— 300 кг воды, в которой растворены соли. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа из нефти проводится с помощью сепарации и стабилизации. Нефть также подвергается очистке от механических примесей, обезвоживанию и частичному обессоливанию. [c.105] Системы сбора и транспорта нефти. В условиях нефтяного пласта при высоком давлении газы растворены в нефти. При подъеме нефти а земную поверхность давление цадает и растворенный, газ выделяется. Важно в этот момент уловить его. Существуют различные системы промыслового сбора и транспорта нефти, отличающиеся условиям и перемещения нефти и газа, схемой отделения газа от нефти. [c.105] На рис. 6, а приводится схема самотечной системы сбора нефти, применяющейся на восточных месторождениях. [c.105] Газо-нефтяная смесь из скважины поступает в индивидуальную замерно-сепарационную установку, состоящую из вертикальной емкости -J, оборудованной устройствами для предотвращения уноса нефти с газом (трапа) и мерника Е-1. В трапе С-1 осуществляется первая ступень сепарации нефти от газа. Газ по газосборным коллекторам передается для дальнейшей переработки на газоперерабатывающие (газобензиновые) заводы. К коллекторам подключается до ста и более скважин одного или нескольких близлежащих нефтяных месторождений. [c.105] Нефть и вода из мерника Е-1 за счет разности уровней поступают на сборный пункт, где устанавливается два-три резервуара. Из резервуаров нефть и вода насосом перекачиваются на установки подготовки нефти для обессоливаиия и обезвоживания. [c.105] Описанная схема отличается простотой, но не обеспечивает полноты улавливания попутного газа. После одноступенчатой сепарации в нефти остается до 40—50% попутного газа. Этот газ, попадая вместе с нефтью в мерники Е-1 и резервуары нефтесбор-ных пунктов, в значительной степени улетучивается в атмосферу. [c.105] С- —сепараторы Е-1, -2—резервуары /1-/— автоматизированная групповая замерная установка А-2—автоматизированная установка сдачи товар ной нефти Я-/, Я-г, Н-З —насосы. [c.106] Там за счет дальнейшего снижения давления проводится вторая (и третья, если требуется) ступень сепарацпи газа от нефти. Гэз из сепараторов второй и третьей ступени подается а ГПЗ под собственным давлением или с помощью компрессоров, а нефть — в резервуары установок подготовки. [c.107] Преимущества многоступенчатой схемы сепарации — более полное отделение газа от нефти, сокращение уноса капель нефти с газом, уменьшение расхода электроэнергии на сжатие газа. [c.107] Стабилизация нефти. Даже после многоступенчатой промысловой сепарации в нефти остается весьма значительное количество углеводородов С]— 4. Большая часть этих углеводородов может быть потеряна при перекачках из резервуара в резервуар, при -хранении и транспортировке нефти. Вместе с газами теряются ценные легкие бензиновые фракции. [c.107] С4 из нефти перед тем, как отправить ее на нефтеперерабатывающие заводы. Эта задача решается на установках стабилизации нефти, расположенных обычно в непосредственной близости от места ее добычи. [c.107] Схема стабилизационной установки приводится на рис. 7, Сырье, поступающее с промысловых установок подготовки, проходит через теплообменники Г-/, где подогревается уже стабилизированной нефтью, и паровые подогреватели Т-2. Подогретая нефть поступает в ректификационную колонну-стабилизатор А -./. Уходящие с верха стабилизатора легкие углеводороды конденсируются в конденсаторе-холодильнике ХК-1 и поступают в емкость Е-1. С верха стабилизатора уходят углеводороды от С1 до С5 включительно. В ХК.- конденсируется не весь продукт, уходящий с верха К-1, поэтому в Е-1 происходит разделение смеси, поступившей из конденсатора, на газ и жидкость. [c.107] С низа стабилизатора уходит стабил15ная нефть, которая отдает свое тепло поступающему сырью в теплообменнике Т-1 и доохлаж-дается в холодильнике. Необходимое для ректификации тепло подводится в нижнюю часть стабилизационной колонны через трубчатую печь. Содержание газа (углеводородов С1—С4) в стабильной нефти составляет 0,8—1,5%. [c.108] На наиболее крупных отечественных нефтяных месторождениях (Мухановском, Туймазинском, Ромашкинском и др.) сооружены комплексные установки по подготовке нефти, на которых производится обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. [c.108]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Стабилизация нефти на промыслах — лабораторная работа

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=

yaneuch.ru


Смотрите также