Файл: Расчет технологического процесса подготовки углеводородного сырья на.docx

Жидкость из входного патрубка попадает на входной зонт-распределитель потока аппарата, по которому стекает с выделением свободной воды, собираемой в нижней части емкости под жаровыми трубами в зоне сброса воды. Температура в жаровых трубах и топке поддерживается путем сжигания попутного газа, выделившегося из потока входящей продукции. В случае отсутствия во входящем потоке достаточного объема газа для поддержания заданной температуры имеется альтернативный источник топливного газа. Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль за пламенем и температурой установлены в блоке управления. Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, коагуляции капелек нефти и воды. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата.

Система автоматизации осуществляет следующие функции:

а) сепараторы первой ступени: автоматическое регулирование уровня раздела фаз газ-водонефтяная эмульсия; дистанционный контроль давления и уровня; сигнализацию предельных значений уровня; местный контроль давления в сепараторе.

б) газосепаратор: регулирование давления, дистанционный и местный его контроль; сигнализация верхнего предела уровня жидкости; сигнализация верхнего значения давления на выкидной линии газа; регистрация давления;

в) отстойники: регулирование уровня раздела фаз нефть-вода,нефть-газ; дистанционный контроль расхода сбрасываемой пластовой воды; сигнализацию предельных значений уровня; местный контроль давления и расхода нефти;

г) сепараторы второй ступени; регулирование уровня жидкости в сепараторах; регулирование давления сепарации; дистанционный и местный контроль давления сепарации; сигнализация предельных уровней жидкости в сепараторах.

д) насосная площадка: перегреве подшипников насосов или электродвигателей; при повышении или понижении давления на выкиде насосов; при повышении утечек через сальники насосов.

Включение вентиляторов при взрывоопасных концентрациях (1 и 2 точки); отключение насоса при превышении взрывоопасной концентрации (2 точки); местное и дистанционное управление насосными агрегатами; включение звуковой и световой сигнализации при пожаре.

е) узел учета нефти: местный контроль температуры, давления; дистанционный контроль влагосодержания нефти; дистанционный контроль расхода нефти. Дополнительное оборудование. -дистанционный

---

контроль и регистрация расхода газа на ГПЗ; -технологические защиты насосов откачки остаточной жидкости из конденсатосборников по температуре подшипников, уровню утечек, занижению давления на выкиде насосов; -аналогичные защиты насосов блока реагентного хозяйства; -включение вентиляторов при возникновении взрывоопасных концентраций (нижний и верхний пределы) в БРХ; -отключение насосов при превышении взрывоопасной концентрации в боксе БРХ; -включение звуковой и световой сигнализации при пожаре с включением пеногенераторной для тушения; -местный контроль расхода реагента; -местный контроль температуры и давления в аварийном резервуаре; -сигнализация предельных значений уровня в резервуаре; -обеспечивается отбор пробы нефти для её лабораторного анализа.

Технологическая схема УПСВ имеет следующие преимущества:

• 
  использование существующего технологического и вспомогательного оборудования позволяет снизить затраты на оборудование и строительство;
  
• 
  осуществление процесса при естественной температуре поступающего сырья без использования в технологии нагревателей повышает безопасность и надежность установки УПСВ, упрощает ее обслуживание, снижает стоимость, уменьшает проблемы солеотложения;
  
• 
  разделение нефти и воды в газонасыщенном состоянии при давлении первой ступени сепарации за счет присутствия в нефти растворенного газа снижает ее плотность и вязкость, позволяет повысить скорость расслоения фаз, качество получаемых нефти и воды;
  
• 
  организация разделения газожидкостной смеси поэтапно (вначале отделяется газ в сепараторах первой ступени или на УПОГ, затем в отстойниках разделяются нефть и вода) позволяет получить на каждом этапе более полное и качественное разделение фаз - газа, нефти и воды;
  
• 
  применение специальной технологии дозирования деэмульгатора на вход в установку УПСВ в виде раствора реагента в нефти обеспечивает быстрое и наиболее полное использование реагента, исключает непосредственное его попадание в водную фазу, где деэмульгатор не может проявлять свою деэмульгирующую активность. Это особенно важно в данном случае при обработке высокообводненных нефтей, когда необходимо разделить эмульсию с содержанием воды 60% и более, т.е. эмульсию типа «нефть в воде»;
  
• 
  отсутствие в технологической схеме УПСВ насосов и участков с большими перепадами давления исключает передиспергирование обрабатываемой эмульсии, обеспечивая таким образом быстрое и полное разделение фаз;
  
• 
  применение в отстойниках специальных секций коалесценции частиц дисперсной фазы, выполненных в виде пакетов пластин из нержавеющей стали, также способствует повышению качества разделения нефти и воды;
  
• 
  система контроля и управления УПСВ обеспечивает автоматический контроль и поддержание заданного режима работы оборудования, предупредительную и аварийную сигнализацию, противоаварийную защиту установки, автоматическое ведение журнала событий.
  
• 
  Таблица 2.1 – Технические характеристики предлагаемой УПСВ
  

---

Производительность: м3/сут (м3/ч)	10000÷15000 (416,6÷625)
Время пребывания жидкости в аппарате, мин	37,2÷46,8
Скорость горизонтального движения жидкости в секции коалесценции, м/с	1,09×10-2
Время осаждения капель воды в нефтяном слое секции коалесценции в расчетном зазоре между листами, диаметром	d = 200 мк – 2,45 мин. d = 150 мк – 4,35 мин. d = 100 мк – 9,87 мин.
В нефтяном слое осядут капли воды диаметром	d = 200 мк и более – 100 % d = 50 мк – 46 %
Время всплытия капель нефти в водяном слое секции коалесценции в расчетном зазоре между листами, диаметром:	d = 100 мк – 1,1 мин. d = 50 мк – 4,3 мин. d = 25 мк – 17,5 мин.
В водяном слое всплывут капли нефти диаметром	d = 25 мк и более – 100 % d = 10 мк – 17 %
Масса УПСВ – 1 шт. /2200 м3	32500 кг

---

3 РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ (УПСВ)

Исходные данные для расчета представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Исходные данные для расчета

Вариант	Произво-дитель-ность, млн.т/год по товар-ной нефти	Вариант состава нефти	Обводнен-ность сы-рой нефти, % масс.	Содер- жание воды на выходе в нефти, % масс.	Содер- жание углеводородов в товарной воде, % масс.	1 стадия сепарации		отстаивание		2 стадия сепарации
						Р, МПа	Т, °С	Р, МПа	Т, °С		Р, МПа	Т, °С
10	3,5	1	89	0,3	0,2	0,3	24	0,3	59		0,1	59

Компонентный состав нефти приведен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Компонентный состав нефти

Компо-нент	CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-С5H12	С6H14+	Итого
% мол.	1,55	0,68	27,19	8,44	6,22	0,7	2,34	1	2,27	44,61	100,00

---

3.1 Материальный баланс первой ступени сепарации

Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давле-ниях с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона



где – мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фа-зе, находящейся 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 = 0,3 МПа и температуре t = 21 °С).

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



При расходе нефтяной эмульсии G_э – 9000000 тонн/год часовая производительность установки составит

= 357

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Исходные данные для расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
1	CO2	1,55	44	85,7
2	N2	0,68	28	181,6
3	CH4	27,19	16	81,93
4	С2Н6	8,44	30	13,84
5	С3Н8	6,22	44	3,19
6	изо-С4Н10	0,7	58	1,52
7	н-С4Н10	2,34	58	1,09
8	изо-С5Н12	1	72	0,31
9	н-С5Н12	2,27	72	0,23
10	С6Н14+	49,61	86	0,068
–	–	100	–	–

---