Файл: Проектирование и расчет установки подготовки нефти.docx

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ РАБОТАДисциплина: «Технология подготовки нефти и газа»Тема: «Проектирование и расчет установки подготовки нефти»Вариант № 2Преподаватель:___________Студент: Фамилия И.О. Группа Тюмень, 2019

СОДЕРЖАНИЕ

1. 
   Исходные данные
   

Исходные данные представлены в таб.1

Название параметра	Значения параметра
Испытания деэмульгаторов	Испытания при температуре 11 °C
	Реагент\Время (мин)				5					10					20						30					40
	Обводненность, % масс
					Нач.		Кон.				Нач.		Кон.			Нач.			Кон.		Нач.		Кон.			Нач.				Кон.
	Дисолван (20г/т)				25		11				25		3,94			25			0,51		25		0,06			25				0,01
	Флэк (50г/т)				25		11,83				25		4,65			25			0,72		25		0,11			25				0,02
	Испытания при температуре 22 °C
	Реагент\Время(мин)				5					10					20						30					40
	Обводненность, % масс
					Нач.		Кон.				Нач.		Кон.			Нач.			Кон.		Нач.		Кон.			Нач.				Кон.
	Дисолван (20г/т)				25		7,08				25		1,46			25			0,06		25		0			25				0
	Флэк (50г/т)				25		8,2				25		2,04			25			0,13		25		0,01			25				0
Газовый фактор нефти, м3/т	81,16
Входная тем-ра, °С	11
Входное давление, бар	4,5
Обводн. %масс.	25
Расходы	Газ, тыс. м3/сут											Нефть, тыс. т/сут										Вода, тыс. т/сут
	486,96											6										2
Плотность воды, кг/м3	Рассчитать, исходя из солености
Соленость воды, г/л	20
Состав газа, мол.дол.	CH4	C2H6	C3H8			i-C4H10		n-C4H10						i-C5H12			n-C5H12			C6H14				H2O			N2	CO2
	78,19	6,45	4,92			4,52		1,49						1,05			0,4			0,17				1,71			0,65	0,45
Фракционный состав нефти, % об.	100 °C			150 °C					200 °C									250 °C							300 °C				350°C
	11,00			31,61					36,80									47,32							53,37				63,23

---

2. 
   Технологическая схема
   

Первым шагом был подбор типа установки подготовки нефти. Для этого рассчитала мощность установки по формуле: ,где Q – расход нефти в т/сут, t – количество дней в году.Получила, что расход нефти в год равен S = 2,1 млн т/год. Следовательно, технологическая линия составит 3 млн. т нефти/год (в модели будет одна линия). Газовый фактор равен 81,16 (исходные данные). Учитывая вышеизложенное, определила по таблице 2 необходимый тип установки (выделен красной линией). Установила, что для данной установки возможен выбор двух типов технических схем (А, Е). Выбрала тип схемы А. Схема данного типа представлена на Рис.1.Таблица 2. Типы установок подготовки нефти (А, Г, Е) Затем рассчитала, какую необходимо добавить в модель установку предварительного отбора нефти (далее УПОГ). Для этого обратилась к таблице 3. В исходных данных входное давление равно 4,5 бар, в Мпа оно составляет 0,45. В строке давлений в таблице 3 выбираем 1,0 мПа. Далее смотрим расход по жидкости. Для его расчета используют формулу: (2)Где Q_н – расход нефти в м³/ч,Q_в – расход воды в м³/ч, 24 – коэффициент для перевода расхода в сутки.Рис.1 Блок-схема установки подготовки нефти (тип А)В моей модели расход по нефти составил Q_н= 303,1 м³/ч, расход по воде Q_в= 49 м³/ч. Воспользовалась формулой (2), для расчета расхода жидкости. Он составил Q_жид= 8448 м³/сут.Как видно из таблицы 3, нужной установки при давлении 1,0 мПа с расчетным расходом по жидкости нет. Поэтому поставила два УПОГа с расходом по жидкости Q_жид= 4500 м³/сут.Таблица 3. Данные по прозводительности аппаратов УПОГСледующим шагом был выбор ступеней сепарации после УПОГ. Нефть извлекается на поверхность вместе с пластовой водой, которая считается вредной примесью. Пластовая вода сформирует с нефтью эмульсии разной степени стойкости, и со временем происходит ее старение (стойкость эмульсии с течением времени увеличивается). Стойкость в связи с этим увеличивается. На начальных

---

стадиях данный процесс идет довольно интенсивно, но по мере насыщения поверхностного слоя глобул эмульгаторами замедляется и часто через сутки прекращается. По истечению конкретного времени пленки вокруг глобул делаются довольно крепкими и непросто поддаются разрушению. Для вытеснения с поверхности глобул воды, диспергированной в нефти, бронирующую оболочку используют деэмульгаторы.

В исходных данных (таблица 1) даны испытания деэмульгаторов при температурах 11°C и 22°C. Сравниваются два деэмульгатора: дисолван и флэк.

Лучшим считается деэмульгатор, который показал наименьшее значение содержания воды в нефти. Более быструю динамику водоотделения показал Дисолван. При отстое нефти за 5 минут обводненность уменьшилась с 25% до 11%. Построила график зависимости обводненности от времени отстоя нефти для двух испытаний (График 1). Товарное качество нефти достигается при обводненности 0,5%. Из графика видно, нефть достигает товарного качества при температуре 11°C за 20 минут, при 22°C за 14 минут. Следовательно, на первую ступень сепарации и подогрев (1,5 минуты) понадобится 5 мин, на вторую ступень 10,5 минут. Из этого следует следующая схема подготовки нефти: УПОГ-трехфазный сепаратор-печь-трехфазный сепаратор-КСУ. Также следует учитывать соленость воды подтоварной нефти (20г/л в воде соответствует содержанию соли в нефти равной 82 мг/л содержанию солей в товарной нефти). В исходных данных стоит соленость равная 20г/л, пересчитывать не надо.



Рассчитала объем трехфазного сепаратора для прохождения через него определенного объема жидкости. Для расчета использовала следующие формулы:

(3)

отсюда найдем объем ТФС

(4)

где - объем трехфазного сепаратора, – объем нефти в м³/ч (расход),

---

время удержания( стоит 5 минут, определила по Графику 1), 60 – переводим из ч в мин.

Как описано выше, расход по нефти в работе составил Q_н= 303,1 м³/ч. Подставляем в формулу (4). Нашла, что необходимый объем ТФС равен = 25,25 м³. В каталоге продукции ООО «КУРГАНХИММАШ» подобрала необходимый ТФС. Исходя из нашего расхода по нефти и входному давлению(0,45Мпа), выбрала НГСВ 1,0-2400. Данный сепаратор соответствует объему V_{аппарата}= 50 м³ (Рис.2)

КСУ рассчитывается исходя из условия, что он должен быть заполнен наполовину (большая площадь дегазации). Vксу=100м³



Рис.2 Данные по объемам аппаратов НГСВ

Рассчитала содержание солей в подготовленной нефти по следующим формулам:







где Сс – соленость воды, г/л

Cn – содержание солей в подготовленной нефти, мг/л

W – требуемое содержание воды в подготовленной нефти, дол.ед

ρ_n – плотность нефти, кг/м³

ρ_w – плотность воды, кг/м³

Исходные данные:

W – 0,005 дол.ед

ρn –824,2 кг/м3

ρw –1013,6 кг/м3

Сс – 20 г/л

Содержание солей в подготовленной нефти составило Cn=81,4 мг/л.

Давление насыщенных паров составило 66,3 кПа

КСУ работает при атмосферном давление равном 100кПа

3. 
   Технологическая модель
   

На Рис.2 представлена схема технологический модели, состоящей из оборудования, которое подобрала выше.Рис.2. Блок – схема технологической модели

4.Расчетная модель в HYSYS

На Рис.3 представлена модель, которая была создана в программе HYSYS, на основе технологической моделиРис.3 Расчетная модель

5. 
   Материальный и тепловой баланс
   

---

Произвела расчет материального и теплового баланса. Входные и выходные значения представлены в Таблица 4 и Таблица 5 соответственно.Таблица 4. Материальный баланс

Материальный баланс
Вход		Выход
Gas, кг/ч	18987,87337	gas3, кг/ч	519,4084665
Oil, кг/ч	250000	gas4, кг/ч	565,9463309
Water, кг/ч	83333,33333	gas5, кг/ч	621,3425309
		gas1, кг/ч	7801,08017
		gas2, кг/ч	7744,252961
		OIL1, кг/ч	264818,8262
		water1, кг/ч	52298,2366
		water2, кг/ч	17952,11341
Итого	352321,2067		352321,2067

Таблица 5. Тепловой баланс

Тепловой баланс
Вход		Выход
Gas, кДж/ч	-75991821,23		gas3, кДж/ч	-2006914,181
Oil, кДж/ч	-543331920,65		gas4, кДж/ч	-1853587,358
Water, кДж/ч	-1328991413,31		gas5, кДж/ч	-1723801,547
			gas1, кДж/ч	-30876532,81
			gas2, кДж/ч	-30841382,76
			OIL1, кДж/ч	-579982455
			water1, кДж/ч	-834049624,7
			water2, кДж/ч	-474972042,9
			heater, кДж/ч	7991186,241
Итого	-1948315155,20			-1948315155,00
				-0,19

---