Как составить материальный баланс нефти

Годовая
производительность установки по сырью-
2,4 млн т/год.

Годовая
продолжительность работы установки —
350 дней (8400ч).

Обводненность
сырой нефти — 70% масс.

Содержание воды
на выходе нефти– 0,5% масс.

Содержание УВ в
товарной воде- 0,1%масс.

Таблица 3.1.

Химический состав
нефти

3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией
подготовки нефти предусмотрено, что
термодинамические параметры работы
рассматриваемого блока соответствует
абсолютному давлению и температуре,
равных соответственно:

Р = 1 МПа t
= 20 ⁰С

Расчеты разгазирования
нефти в сепараторах при небольших
давлениях (0,4 – 0,9 МПа) с достаточной для
практических целей точностью можно
производить по закону Рауля-Дальтона:

у_i^´
= K_i
x_i^´

(3.1.)

где у_i^´
— мольная доля i-го
компонента в образовавшейся газовой
фазе, находящимся в равновесии с жидким
остатком; x_i^´
— мольная доля этого же компонента в
жидком
остатке; —
константа фазового равновесия i-го
компонента при условиях сепарации (в
рассматриваемом случае при давлении Р
= 1 МПа и t
=20 ⁰С).

Для определения
покомпонентного состава образовавшейся
газовой (паровой) фазы используется
уравнение:

у_i^´=
(3.2)

где Z^´_i
– мольная доля i-го
компонента в исходной эмульсии;

N^´
— мольная
доля отгона.

Поскольку ∑ у_i^´
= 1,то по уравнению (3.2) получим

=1
(3.3)

Уравнение (3.3)
используется для определения методом
последовательного приближения мольной
доли отгона N^´
, при заданных
составе исходной смеси Z^´_i,
давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной
эмульсии G_э
– 2000000 тонн/год часовая производительность
установки составит:

т/ч.

Содержание
углеводородов в нефтяной эмульсии и
константы фазового равновесия (К_i)
с учетом условий сепарации приведены
в таблице 3.2.

Таблица 3.2.

Исходные данные
для расчета

Составляем уравнения
мольных концентраций для каждого
компонента в газовой фазе:

у₁^´=

у₂^´=

у₃^´=

у₄^´=

у₅^´=

у₆^´=

у₇^´=

у₈^´=

у₉^´=

у₁₀^´=

Путем подбора
определим такую величину N^´,
при которой выполняется условие:

∑ у_i^´
= 1

Подбор величины
N^´
приводится в таблице 3.3

Таблица 3.3.

Определение мольной
доли отгона N^´

Расчеты показали,
что из 100 молей сырой нефти в процессе
сепарации выделяется 26,365 молей газа.
Составим материальный баланс сепарации
в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет
приведен в таблице 3.4.

Таблица 3.4.

Мольный баланс
процесса сепарации первой ступени

Баланс по массе в
расчете на 100 молей сырой нефти приведен
в таблице 3.5.

Таблица 3.5.

Массовый баланс
процесса сепарации первой ступени

R_см^г
=0,0852
–
массовая доля отгона

Средняя молекулярная
масса газа:

М_ср^г
= ∑ М_i^г
/∑ N^г_0i

М_ср^г
=540,73/26,365=20,51

Плотность газа:

ρ_ср===8,53
кг/м³

Плотность газа
при н.у.: ρ_ср===0,91
кг/м³

Таблица 3.6.

Характеристика
газа, выделяющегося в сепараторе

В блоке сепарации
от сырой нефти отделяется только газ.
Количество безводной нефти в этом потоке
составляет:

Q_н
= 83,33

Газ будет отделяться
от нефти с производительностью:

Q_г
= R_см^г
∙ Q_н

Q_г=0,0852
∙ 83,33
= 7,1
т/ч

Q_н^сеп
= Q_н
— Q_г
=83,33
– 7,1
=76,23
т/ч

Q^сеп
= Q_н^сеп
+ Q_воды=76,23
+ 154,76
=231
т/ч

Правильность
расчета материального баланса определится
выполнением условия:

∑ Q^до
сеп = ∑
Q^{после
сеп}

∑ Q^до
сеп = Q
= 83,33
т/ч

∑ Q^{после
сеп}= Q^сеп
+ Q_г

Q^сеп
+ Q_г=76,23
+ 7,1=83,33
т/ч

Условие выполняется.

Данные по расчету
блока сепарации первой ступени сводим
в таблицу 3.7.

Таблица 3.7.

Материальный
баланс сепарации первой ступени

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Расчет материального баланса установки подготовки нефти

Федеральное
Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального
образования

«Тюменский
государственный нефтегазовый университет»

Институт
геологии и нефтегазодобычи

КУРСОВАЯ
РАБОТА

по
курсу: «Сбор и подготовка скважинной продукции»

Выполнил : студент гр. НР -07-2

Урюпин Д.И.

Тюмень, 2011

ТЮМЕНСКИЙ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА
РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

дожимная
насосная станция нефть

ЗАДАНИЕ

на курсовую работу по курсу «Сбор и подготовка
скважиной продукции»

Ф.И.О. студента Урюпин Дмитрий Игоревич

Группа НР-07-2

Дата выдачи задания: 15 сентября 2011 г.

Срок представления работы: 5 декабря 2011 г.

Тема курсового работы: «Рассчитать материальный
баланс ДНС с УПСВ производительностью 1,0 млн. т/год по товарной нефти; годовая
продолжительность 350 дней; обводненность сырой нефти 60%мас.; содержание воды
в нефти на выходе из установки 0,5%мас; содержание углеводородов в товарной
воде 0,1%мас. Давление первой стадии сепарации 1,0 МПа; температура первой
стадии сепарации 10ОС. Давление второй стадии сепарации 0,5 МПа; температура
второй стадии сепарации 10ОС. Давление стадии отстаивания 0,5 МПа; температура
стадии отстаивания 60ОС.»

Состав входящей нефти

Перечень подлежащих разработке вопросов в расчетно-пояснительной
записке:

·        Рисунок принципиальной
технологической схемы объекта и ее описание

·        Описание и принцип действия типового
аппарата

·        Расчет материальный баланс установки
в целом и по стадиям

Руководитель курсового проектирования,

доцент кафедры РЭНМ Леонтьев С.А.

Задание подшивается в пояснительную записку
после титульного листа.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНЫХ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

.1 Общие сведения о системы сбора и
подготовки

.2 Описание принципиальной
технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного
сброса воды (ДНС с УПСВ)

ОПИСАНИЕ УСТАНОВКИ СИСТЕМЫ СБОРА И
ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

.1 Описание установки подготовки
нефти ”Хитер-Тритер”

.2 Принцип работы установки
подготовки нефти ”Хитер-Тритер”

РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА
дожимной насосной станции (ДНС)

.1 Материальный баланс первой
ступени сепарации

.2 Материальный баланс второй
ступени сепарации

.3 Материальный баланс сброса воды

.3 Общий материальный баланс
установки

4 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Добыча нефти и газа с технической точки зрения —
это совокупность технологических процессов, осуществляемых на
нефтегазодобывающих предприятиях для получения этих продуктов в определённом
количестве и определённого качества.

Важнейшие из этих процессов — эксплуатация
скважин, сбор, подготовка и транспорт нефти и газа.

Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных
месторождениях — это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования,
предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до пунктов
подготовки нефти, газа и воды.

Основными технологическими установками,
входящими в состав системы сбора и подготовки, являются:

· дожимная насосная станция (ДНС);

·        дожимная насосная станция с установкой
предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ);

·        установка предварительного сброса
воды (УПСВ);

·        установка подготовки нефти (УПН),
которая входит в состав ЦПС.

Подготовка нефти и газа — это технологические
процессы, осуществляемые с целью приведения их качества в соответствие с
требованиями действующих стандартов и технических условий.

При подготовке нефти проводят её обезвоживание
(отделение воды) обессоливание (удаление солей) или стабилизацию. При
необходимости применяют сочетание этих процессов. Подготовленную нефть по
магистральным нефтепроводам или в цистернах по железной дороге подают на
нефтеперерабатывающие заводы и другим потребителям.

Газ подготавливают для его дальнейшего
транспортирования по газопроводам, приведения его качества в соответствие с
предъявляемыми

требованиями, определяемыми из условий
безопасного использования его потребителями, а также с целью получения сырья
для нефтехимии и других отраслей народного хозяйства.

Универсальной системы сбора нефти, газа и воды,
т.е. такой, которую можно было бы эффективно применять на любом месторождении,
не существует. Каждое месторождение имеет свои особенности, связанные с
природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объёмами
добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды. Поэтому на каждом
месторождении применяют такую систему сбора продукции скважин, которая наиболее
приемлема для данного месторождения.

1. Описание принципиальных технологических схем
сбора и подготовки скважинной продукции

1.1     Общие сведения о системе сбора и
подготовки скважинной продукции

Система сбора и подготовки нефти, газа и воды на
нефтяном месторождении должна обеспечивать:

) автоматическое измерение нефти, газа и воды по
каждой скважине;

) герметизированный сбор нефти, газа и воды на
всем пути движения от скважин до магистрального нефтепровода;

) доведения нефти, газа и пластовой воды на
технологических установках до норм товарной продукции (табл. 1.1),
автоматический учет этой продукции и передача её транспортным организациям;

4)  возможность ввода в эксплуатацию части
месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства
всего комплекса сооружений;

5)      надежность эксплуатации технологических
установок и возможность полной их автоматизации;

6)  изготовление основных узлов системы сбора
нефти и газа и оборудования технологических установок индустриальным способом в
блочном и модульном исполнении с полной автоматизацией технологического
процесса.

Таблица 1.1

Нормативные данные по качеству нефти в
соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002

При этом сбрасываемые пластовые воды должны
иметь качества, определенные стандартами значения, представленными в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Требования к качеству воды для закачки в пласт
ОСТ 39-225-88

Чаще всего рекомендуется вместо одного
трубопровода большого диаметра укладывать два трубопровода меньшего диаметра,
равных по площади большому. Данная схема сбора представлена на рис. 1.1.

Рис. 1.1. Схема герметизированной двухтрубной
высоконапорной системы сбора нефти, газа и воды:

— эксплуатационные скважины; 2 — выкидные линии;
3 — АГЗУ «Спутник»;

— сборный коллектор; 5 — установка
предварительного сброса воды (УПСВ);

— установка подготовки нефти (УПН); 7 —
автоматизированная замерная установка товарной нефти; 8 — кустовая насосная
станция (КНС); 9 — нагнетательные скважины; 10 — коллектор товарной нефти; 11 —
парк товарных резервуаров; 12 — головная насосная станция; 13 — магистральный
нефтепровод; 14 — сборный газопровод; 15 — установка компримирования природного
газа (УКПГ); 16 — дожимная насосная станция (ДНС)

Это важно для получения высоких скоростей
потоков (1,5-2,5м/с), предотвращающих образование в повышенных местах рельефа
местности так называемых «газовых мешков», которые приводят к значительным
пульсациям давления в системе сбора и к срыву нормального режима работы
сепарационных установок, установок подготовки нефти и установок подготовки и
сброса воды.

1.2 Описание принципиальной технологической
схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС
с УПСВ)

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ
включает в себя:

) первую ступень сепарации нефти;

) предварительный сброс воды;

) нагрев продукции скважин;

) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на
УКПГ;

) транспортирование подготовленной пластовой
воды в систему ППД;

) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов —
деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Объекты предварительного разделения продукции
скважин должны рассматриваться как составная часть единого технологического
комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.

На ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и
предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется
для нужд котельных и подается на УКПГ.

Как уже указывалось, жидкость, добываемая на
месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После
сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит
расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС
для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на
кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового
давления.

Технологическая схема процесса должна
обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению
перед поступлением в «отстойные» аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным
отбором газа;

в) предварительное обезвоживание нефти до
содержания в ней воды не более 5 — 10% (мас).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению
должна предусматриваться подача реагента — деэмульгатора на концевых участках
нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии
соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций — подача
воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

Рис. 1.2. Принципиальная схема дожимной насосной
станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Оборудование: С-1; С-2 — нефтегазосепараторы
(НГС), ГС — газосепараторы; ОГ — отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 —
центробежные насосы. Потоки: ГВД на УКПГ — газ высокого давления на установку
комплексной подготовки газа; ГНД — газ низкого давления

Процесс предварительного обезвоживания нефти
должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не
менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева
продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных
и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно
преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и
воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило,
обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки
(предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного
обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением,
обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при
необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосов.

Принципиальная схема установки представлена на
рис. 1.2.

2. ОПИСАНИЕ УСТАНОВКИ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ
СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

.1 Описание установки подготовки нефти
”Хитер-Тритер”

Водонефтяная эмульсия, поступающая с кустов
скважин, трудно поддается разделению на фазы за счет только лишь гравитационной
силы. Для решения этой проблемы нагревают жидкость и создают дополнительные
условия, для сепарации используя установку «Хитер-Тритер». Каждый комплект
оборудования состоит из горизонтальной емкости, блока управления и компьютерной
мониторинговой системы. Емкость рассчитана на производительность 5000 тонн в
сутки. Разделение продукции достигается за счет прохода жидкости по жаровым
трубам, далее через блок пластин, на которых нефть и вода образуют крупные
капли. После сварочных работ стальная емкость прошла испытание теплом и
давлением с полуторакрат-ным запасом от проектного (7 кг/см2). Установка
рассчитана для работы при температуре окружающей среды от -43*С до 149*С. С
торца емкости находится блок управления с обвязкой и приборами для контроля, измерения
и управления потоками жидкости в емкости.

Установки такого типа успешно применяются как
для тяжелых нефтей, так и для легких, с содержанием пластовой воды в нефти до
95%. Каждая такая установка разрабатывается индивидуально, в зависимости от
физико-химической композиции обрабатываемой нефти, с тщательным подбором ее
тепловой мощности и времени продолжительности процесса отстоя/обработки.

Имеется ряд существенных преимуществ
использования одной комплексной установки такого типа для одновременной сепарации
нефти, газа и воды:

1. Сепарация газа происходит при существующем
давлении поступаемой нефти со скважины, что является оптимальным фактором при
подборе компрессора, его входного давления и его мощности.

2. Перечень необходимого оборудования для подготовки
нефти сводится к минимуму, упрощая работу операторов и повышая при этом
стабильность работы оборудования, что является особенно существенным для
удаленных промыслов, на которых не всегда имеется постоянный обслуживающий
персонал.

3. Комплексная установка для одновременной
сепарации нефти, газа и воды может полноценно функционировать без сбоя,
независимо от объёма поступаемой нефти и ее давления , так как постоянно
контролируется современной автоматической системой управления РLС
(програмно-логический контроллер), включающий высокоэффективный электронный
детектор интерфейса нефть/ вода и автоматический регулятор обратного давления.

. Нагреватель в комплексной установке подготовки
нефти констукции Малони (хитер-тритер / деэмульсатор) состоит из специально
разработанной нагревательной секции с жаровыми трубами типа «Двойного
Потока» и является более эффективным и более надежным, чем раздельный
огневой подогреватель прямого нагрева. В раздельном подогревателе прямого
нагрева стандартного типа, где жаровые трубы находятся постоянно в среде
отделившейся свободной пластовой воды, поступаемой из сепаратора первой
ступени, при уменьшении ее объёма (в виду уменьшения поступаемой на обработку
эмульсии или каких-либо проблемах в сепараторе первой ступени) и наличия постоянных
высоких температур, создается значительный риск перегрева огневых труб,
выпаривание жидкости в пар высокого давления, что может привести к опасной
аварийной ситуации.

В отличии от этого, в установке конструкции
Малони, жаровые трубы никогда не находятся в среде отделившейся свободной
пластовой воды, а умеренная теплопередача от жаровых труб, расположенных в
нефтяной фазе, обеспечивает равномерный нагрев нефтяной фазы.

5. Одной из существенных особенностей
Комплексной установки Хитер Тритер / деэмульсатор является применение
определенного набора секций коалесценции типа «Очистное Соединение»
(«Сlеап Кnit» — патент Маlопеу) — для нефтяной фазы — и одна или
несколько секций типа «Разделительные/отбойные пластины» («Interceptor
Рlаtе» — патент Маlопеу) — для водяной фазы, которые являются
высокоэффективным фактором сепарации нефти и воды и доведения качества их
очистки до стандартных требований (базовое содержание воды в нефти — не более
5%).

Секции обоих типов (или только одного типа)
могут комплектоваться в различные комбинации, в зависимости от состава
поступаемой эмульсии и требований к подготовленной нефти и воде. Благодаря
применению таких секций, конструктивные габаритные размеры установок подготовки
нефти типа «хитер-тритер» могут быть намного меньше
стандартного/классического типа деэмульсаторов и отбойных сепараторов.

Для обеспечения функциональной надежности и
продолжительной безопасной работы установки подготовки нефти, ее конструкция
имеет ряд специфических особенностей:

1. Двойная (дублированная) система жаровых труб
(2 х 75 % тепловой мощности) — т.е. при выводе на ремонт одной жаровой трубы,
вторая будет обеспечивать работу установки в режиме 75 % проектной тепловой
мощности.

2. Полная защита от коррозии, состоящая из
внутреннего эпоксидного покрытия всей внутренней поверхности сосуда и
протекторных анодов в водной фазе. Все внутренние части, которые не могут быть
покрыты антикоррозийным составом (за исключением жаровых труб), сделаны из
нержавеющей стали.

3. Современная система контроля для управления
работы горелки, электронная детекция интерфейса нефть/вода, регулирование
давления — все это обеспечивает непрерывный текущий контроль и управление всеми
рабочими функциями установки независимо от ее расположения.

4. Техническое обслуживание и профилактический
осмотр установки, проводимый примерно один раз в два года, заключается в
проведении внутреннего и наружного осмотра сосуда и инспектирования состояния
его деталей и антикоррозионного покрытия. В случае необходимости вытаскивания
жаровых труб из сосуда и их обратной установки, установка подготовки нефти
оборудована специальным тельферным роликовым приспособлением, позволяющим легко
и быстро произвести эти операции.

2.2    Принцип
работы установки подготовки нефти ”Хитер-Тритер”

Процесс обработки нефти, осуществляемый на
установках подготовки нефти конструкции Малони, базируется на многолетней
апробированной конструктивной практике, которая использует единую комплексную
установку — Хитер Тритер (сепаратор / деэмульсатор с подогревом), осуществляющий
одновременно сепарацию нефти, газа и воды.

Жидкость и попутный газ поступают в установку
через входной штуцер, расположенный наверху емкости. Далее во входном отсеке
происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поднимается и через
экстрактор влаги поступает в выпускной газовый патрубок. В экстракторе влаги
вся жидкость в газе коагулируется и соединяется с жидкой фазой внизу емкости.
Далее газ проходит через клапан-регулятор, контролирующий рабочее давление и
уровень нефти в установке.

Жидкость попадает на входной зонт —
распределитель потока аппарата, по которому стекает с выделением свободной
воды, и собирается в нижней части под жаровыми трубами.

Температура в жаровых трубах и топке
поддерживается путем сжигания попутного газа, который поступает с узла
подготовки 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 ее быстрое разрушение.
Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней
части аппарата. А объединяющиеся капли нефти поднимаются выше и через
специальные перегородки попадают на коалесцирующие фильтры (коалесоры).

Фильтры состоят из пакета специальных
полипропиленовых профилированных пластин, расположенных друг над другом. В
ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою коалесора,
образуя нефтяную пленку. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг
с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются
капельки нефти. Эта секция способствует большему столкновению капель с
образованием крупных глобул. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной
фазе, а вода, под действием силы тяжести, оседает в нижней части емкости.
Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и перетекает в сборный карман,
откуда через патрубок выводится из аппарата.

Вода, выделившаяся из эмульсии в жаровой секции
и в коалесоре, оседает на дно емкости и соединяется со свободной водой. Затем
вода движется по дну к концу аппарата и выходит из него через два патрубка
сброса пластовой воды. (рис 2.1.)

.       
РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДНС С УПСВ.

.1       Материальный баланс первой ступени сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии Gэ — 1000000
тонн/год часовая производительность установки составит

 т/ч. (3.1)

Таблица 3.1.1 Исходные данные для расчета

Составляем уравнения мольных концентраций для
каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти по формуле :

, (3.2)

где — мольная доля i-го
компонента в исходной эмульсии;  — мольная доля отгона,  — константа
фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации.

Таблица 3.1.2 Определение мольной
доли отгона

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.

Таблица 3.1.4 Массовый баланс процесса сепарации
первой ступени.

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.

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

.2       Материальный баланс второй ступени
сепарации.

Термодинамические параметры работы
рассматриваемого блока равны:

P=0,5 МПа, t=
100С

Таблица 3.2.1 Исходные данные

Таблица 3.2.2 Определение мольной доли отгона.

Таблица 3.2.3 Мольный баланс
процесса сепарации второй ступени.

Таблица 3.2.4 Массовый баланс сепарации второй
ступени.

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.

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 степени
сепарации.

.3       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%;

подтоварная вода: нефть — 0,1%; вода — 99,9%.

Обозначим: Qнот
= Н — количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; Qвот
= В — количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.

Тогда составим систему уравнений:

Qсеп . Rнсеп
= 0,995 . Н + 0,001 . В

Qсеп . Rвсеп
= 0,005 . Н + 0,999 . В.

Решая эту систему, получаем

Таким образом, количество некондиционной нефти и
количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны

Qнот = 44,7116 т/ч,
в том числе:

нефть — 0,995.Qнот=
44,488 т/ч;

вода — 0,005.Qнот=
0,2236 т/ч.

Qвот = 71,2763 т/ч,
в том числе:

вода 0,999.Qвот=
71,2050 т/ч;

нефть — 0,001.Qвот=
0,0713 т/ч.

Данные по расчету блока сепарации второй ступени
и сброса воды заносим в табл. 3.3.1

3.4 Общий материальный баланс установки

На основе материальных балансов отдельных стадий
составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный
в табл. 3.4.1

Таблица 3.4.1 Общий материальный баланс
установки

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.       Лутошкин Г.С. Сбор и
подготовка нефти, газа и воды. Изд. 2 перераб, и доп. М., Недра, 1979, с. 319.

2.       Расчет технологических
установок системы сбора и подготовки скважиной продукции. С.А. Леонтьев, Р.М.
Галикеев, О.В. Фоминых.: Учебное пособие. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2010

3.       Сбор, подготовка и хранение
нефти. Технология и оборудование. Учебное пособие. / А.Р. Хафизов, Н.В.
Пестрецов, В.В.Чеботарев и др. ; Под ред. А.Р.Хафизова, Н.В. Пестрецова, В.В.
Шайдакова. 2002,с. 551.

1.

КГКП «Павлодарский химико-механический колледж»
Тема урока :
Расчет материального баланса
0819000– «Технология переработки нефти и газа»
Павлодар, 2020
1

2.

Цели урока
1. Образовательная:
Ознакомиться с целями и теоретическими основами материальных
расчетов химико-технологических процессов
Рассмотреть основные показатели качества работы установок перегонки
Рассмотреть пример составления материального баланса установки
вакуумной перегонки.
2. Развивающая:
Формирование сознательного отношения к обучения.
3. Воспитательная:
Стимулировать познавательный интерес к профессии.

3.

План
1. Материальные расчеты химико-технологических процессов
2. Показатели качества работы установок перегонки
3. Пример составления материального баланса
установки перегонки

4.

1 Материальные расчеты ХТП
Основой материального баланса являются
законы сохранения массы вещества
и стехиометрических соотношений.
Общая масса всех поступающих в аппарат (или цех)
материалов, т. е. приход, равен массе выходящих
материалов, т. е. расходу.
Материальный баланс составляют на единицу массы основного продукта
(кг, т) или на единицу времени (ч, сутки).
Определение массы вводимых компонентов и полученных продуктов
производят отдельно для твердой, жидкой и газообразной фаз согласно
уравнению:
Gг+Gж+Gт=G/г+G/ж+G/т

5.

1 Материальные расчеты ХТП
Теоретический материальный баланс рассчитывают
на основе стехиометрического равнения реакции.
Для его составления достаточно знать уравнение
реакции и молекулярные массы компонентов.
Практический материальный баланс учитывает состав
исходного сырья и готовой продукции, избыток одного из
компонентов сырья, степень превращения, потери сырья
и готового продукта и т. д.

6.

Пример таблицы материального баланса
приход
кг
м3
%
Расход
G1
G4
G2
G5
G3
G6
ИТОГО:
ИТОГО:
кг
м3
%

7.

2. Пример составления материального баланса
установки перегонки
На установке перегонки нефти производительностью 7,5 млн. т/год
получают следующие продукты (в % масс.): 1,5 газа; 12,2 компонента
автобензина; 14, 9 топлива ТС-1; 20,4 дизельного топлива ДС, 50,0 мазута.
Потери составляют 1 % масс. Число рабочих дней в году 340. Составить
материальный баланс установки (в т/год, т/сут, кг/ч, кг/с).

8.

2. Пример составления материального баланса
установки перегонки
Наименование
Поступило:
Нефть
Итого
Получено:
Газ
Компонент
автобензина
Топливо ТС-1
Дизельное топливо
ДС
Мазут
Потери
Итого
вых, %
масс.
т/год
100,0
100,0
7500000
7500000
1,5
12,2
14,9
20,4
50,0
1,0
100,0
75000000
Количество
т/сут
кг/ч
кг/с

9.

2. Пример составления материального баланса
установки перегонки
Выходы продуктов находим, составляя пропорцию
Определим выход газа
7500000 т/год — 100 %
Х1 т/год
1,5 %
Х1=7500000*1,5/100=112500 т/год
Определим выход компонента автобензина
7500000 т/год — 100 %
Х2 т/год
12,2 %
Х2=7500000*12,2/100=915000 т/год
Определим выход компонента топлива ТС-1
7500000 т/год — 100 %
Х2 т/год
14,9 %
Х2=7500000*14,9/100=1117500 т/год
Определим выход дизельного топлива ДС
7500000 т/год — 100 %
Х2 т/год
20,4 %
Х2=7500000*20,4/100=1530000 т/год

10.

2. Пример составления материального баланса
установки перегонки
Определим выход мазута
7500000 т/год — 100 %
Х2 т/год
50 %
Х2=7500000*50/100=3750000 т/год
Определим количество потерь
7500000 т/год — 100 %
Х2 т/год
1%
Х2=7500000*1/100=75000 т/год
Вносим полученные данные в таблицу
Для перевода т/год в т/сут делим число на 340 (рабочих дней в году)
Расход нефти составит
7500000/340=22058,8 т/сут
Расход газа составит
112500/340=330,9 т/сут

11.

2. Пример составления материального баланса
установки перегонки
Аналогично находим расходы компонента автобензина, топлива ТС1, дизельного топлива ДС, мазута и потерь
Для перевода т/сут в кг/ч умножаем число на тысячу (кг в одной
тонне) и делим на 24 (часов в сутки)
Расход нефти составит
22058,8*1000/24 = 919116,7 кг/ч
Аналогично находим расходы всех остальных потоков и вносим
значения в таблицу.
Для перевода кг/ч в кг/с делим число на 3600 (секунд в одном часе)
Расход нефти составит
919116,7/3600= 255,31 кг/с
Находим расходы в кг/с всех остальных потоков. Значения вносим в
таблицу

12.

2. Пример составления материального баланса
установки перегонки
Наименование
Поступило:
Нефть
Итого
Получено:
Газ
Компонент
автобензина
Топливо ТС-1
Дизельное топливо
ДС
Мазут
Потери
Итого
вых, %
масс.
т/год
100,0
100,0
7500000
7500000
22058,8
22058,8
919116,7
919116,7
255,31
255,31
1,5
12,2
112500
915000
330,9
2691,2
13787,5
112133,3
3,8
31,2
14,9
20,4
1117500
1530000
3286,8
4500,0
136950,0
187500,0
38,0
52,1
50,0
1,0
100,0
3750000
75000
7500000
11029,4
220,6
22058,8
459558,3
9191,7
919116,7
127,7
2,6
255,31
Количество
т/сут
кг/ч
кг/с