Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти - OXFORDST.RU

Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти

Эффективные методы стабилизации нефти и газового конденсата

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 03.02.2020 2020-02-03

Статья просмотрена: 816 раз

Библиографическое описание:

Свирина, С. А. Эффективные методы стабилизации нефти и газового конденсата / С. А. Свирина, М. А. Шевелев, Н. В. Ширшова. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2020. — № 5 (295). — С. 25-27. — URL: https://moluch.ru/archive/295/67076/ (дата обращения: 17.09.2021).

В статье рассмотрены эффективные методы стабилизации нефти и газового конденсата: ступенчатое выветривание (сепарация), ректификация в колоннах стабилизации и комбинирование ранее указанных методов.

Ключевые слова: стабилизация, нефть, нестабильный газовый конденсат, дегазация, сепарация, ректификация, энергозатраты.

Уже не первое столетие нефть и газ играют важнейшую роль в снабжении человечества энергией, а также являются главным сырьем для нефтехимического синтеза и изготовления продуктов разного назначения. Россия на сегодняшний день это одна из основных нефтегазодобывающих стран, которая имеет большие запасы углеводородного сырья.

Сам процесс стабилизации углеводородного конденсата и нефти имеет достаточно высокий экономический эффект, особенно при стабилизации тяжелой нефти и низкотемпературной сепарации газа.

На промысловых установках при добыче газа и нефти на газоконденсатных или нефтяных месторождениях используют сепарацию, в результате чего образуется нестабильный газовый конденсат. Нестабильный газовый конденсат характеризуется насыщенностью легкими углеводородными фракциями, а в некоторых месторождениях и сероводородными соединениями или углекислотой. Транспортировка такого продукта не рекомендована, так как при снижении давления выделяется газовая фаза, которая ограничивает движение жидкости. Углеводородные конденсаты нужно подвергать стабилизации перед дальнейшей переработкой, а при переработке сернистого конденсата — и сероводорода.

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. При стабилизации нефти получают широкую фракцию углеводородов от CH4 до C7H16 в зависимости от метода стабилизации [3].

В основном используют три метода для стабилизации газового конденсата и нефти: ступенчатое выветривание (сепарация), ректификация в колоннах стабилизации и комбинирование ранее указанных методов.

Стабилизация нефти и конденсата дегазацией или сепарацией основывается на уменьшении растворимости низкокипящих углеводородов при понижении давления и повышении температуры. Применяются одно-, двух- и трехступенчатые схемы дегазации, основной причиной определяющей количество ступеней в технологической схеме является процентное содержание низкокипящих углеводородов в природном конденсате. Чем больше содержание данных углеводородов, тем большее число ступеней нужно учитывать, потому что при увеличении числа ступеней доля отгона на каждой из них уменьшается, а уменьшение доли отгона влечет за собой и уменьшение уноса в газовую сферу целевых углеводородов конденсата. Однако стоит учитывать, что давление на последующей ступени всегда меньше давления на предыдущей.

Рассмотрим патент на изобретение 2 178 444 [1], где предложен способ стабилизации нефти за счет нагревания нефти и ее сепарации с добавлением углеводородной добавки. Суть способа заключается в следующем отсепарированная нефть проходит под давлением вакуумную обработку, где происходит разгазирование нефти за счет ее вскипания. После этого производят рециркуляцию с использованием интенсификатора. Интенсификатор и специальные добавки необходимы для снижения поверхностного натяжения жидкости. Увеличение глубины разгазирования нефти происходит благодаря данному способу.

Рис. 1. Способ стабилизации нефти: 1 — сепаратор; 2 — устройство для вакуумной обработки; 3 — насос

Принципиальная технологическая схема установки стабилизации газового конденсата двухступенчатой дегазацией приведена на рис. 2.

Рис. 2. Принципиальная технологическая схема дегазации газового конденсата: 1 — дроссели; 2,3 — сепараторы первой и второй ступени дегазации; 4 — товарная емкость; I — нестабильный конденсат; II — газы дегазации первой ступени; III — разгазированный конденсат; IV — газы дегазации второй ступени; V — конденсат в товарный парк; VI — вода.

В патенте на изобретение 2 594 217 [2] описывается технологическая схема, с использованием трехступенчатой сепарации, представленная на рис. 2. Дегазацию нестабильного конденсата на всех ступенях сепарации производят с использованием емкостных или центробежных сепараторов.

Рис. 3. Технологическая схема с использованием трехступенчатой сепарации: 1 — нестабильный конденсат, 2,3,4- сепаратор, 5- товарный конденсат, 6,13 — газ выветривания, 7,8 — газ, 9,10 — компрессор, 11- пропан-бутановая фракция, 12- углеводородный газ.

Преимуществом и техническим результатом данной схемы является рост выхода и увеличение ассортимента товарной продукции, а также наблюдается понижение энергозатрат и объема газа выветривания. Газы, выделившиеся в процессе дегазации не подаются в сырьевой поток, следовательно, пропан-бутановая фракция не накапливается в цикле благодаря этому достигается технический результат. Однако нечеткое разделение углеводородов является главным недостатком метода сепарации или дегазации, к преимуществам относят простое исполнение метода, малые энергетические затраты.

Метод стабилизации с использованием ректификации чаще всего применяют при значительных объемах стабилизации газоконденсата и с использованием колонных аппаратов. Данный метод имеет ряд преимуществ, во-первых, более четкое разделение сырья. Во-вторых, энергию нестабильного природного конденсата можно рационально использовать при дальнейшей эксплуатации установки. В-третьих, если применяется технологическая схема с двумя или тремя колоннами, то помимо газов стабилизации и стабильного конденсата можно получить пропан или бутан.

Комбинированный метод стабилизации, наиболее часто используемый метод на современных производствах. На рис. 4 изображена технологическая схема с подачей отдувочного газа.

Рис. 4. Схема установки стабилизации конденсата с подачей отдувочного газа: I — сырой конденсат; II — стабильный конденсат; III — газы стабилизации; IV — ШФЛУ; 1 — сепаратор; 2,3 — теплообменники; 4 — абсорбционно-отпарная колонна; 5,8 — печи; 6 — стабилизатор; 7 — конденсатор-холодильник.

Представленная схема считается более технологически гибкой, так как происходит снижение парциального давления газов от бутана и выше. Следовательно, это приводит к уменьшению необходимого парового числа и количества тепла, подводимого в трубчатой печи, что ведет к сокращению энергозатрат.

  1. Патент на изобретение RU 2 178 444 C2, С10 G 7/100, 7/06. СПОСОБ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ [Текст] /Виноградов Е. В., Крюков В. А. Патентообладатель: ООО МНПП «РАТОН». — 99120469; заявлено: 28.03.1999, опубликовано: 20.07.2002.
  2. Патент на изобретение RU 2 594 217 C1, B01D 3/14 (2006.01), C07C7/04 (2006.01). СПОСОБ СТАБИЛИЗАЦИИ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА [Текст] / Курочкин Андрей Владиславович (RU). Патентообладатель: Курочкин Андрей Владиславович (RU). — 2015136933; заявлено: 31.08.2015, опубликовано: 10.08.2016 Бюл.№ 22.
  3. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти / под ред. О. Ф. Глаголевой и В. М. Капустина. — М.: Химия, КолосС, 2007. — 400с.

Стабилизация нефтей и нефтепродуктов: Методические указания по курсовому и дипломному проектированию

Страницы работы

Содержание работы

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

К а ф е д р а “Химическая технология переработки нефти и газа”

СТАБИЛИЗАЦИЯ
НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Составители: В.Г. ВЛАСОВ, И.А. АГАФОНОВ

УДК 378.14:665.5

Стабилизация нефтей и нефтепродуктов: Метод. указ. по курсовому и дипломному проектированию / Самар. гос. техн. ун-т.; Сост. В.Г. Власов, И.А. Агафонов. Самара, 2004.

Приведены рекомендации по расчету ректификационных колонн стабилизации нефтей и нефтепродуктов – прямогонных бензиновых фракций на установках АВТ, катализатов на установках каталитического риформинга, а также керосиновых и дизельных топлив на установках гидроочистки.

Методические указания написаны в соответствии с программой по курсу «Химическая технология топлив и углеродных материалов» и предназначены для студентов дневного, заочного и дистанционного обучения по специальности 250400 «Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов»

Ил. . Табл. . Библиогр. назв..

Печатается по решению редакционно-издательского совета СамГТУ

ВВЕДЕНИЕ

Процесс стабилизации является неотъемлемой составляющей всякого уважающего себя НПЗ.

1. СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТЕЙ И БЕНЗИНОВЫХ ФРАКЦИЙ

1.1. Стабилизация нефтей

Нефти, получаемые на промыслах, содержат значительное количество растворенных углеводородных газов и сероводорода («попутного газа»). При перекачке таких нефтей с промыслов до нефтеперерабатывающих предприятий выделяются не только растворенные газы, но испаряются и легкие бензиновые фракции. Газы и бензиновые фракции, являющиеся сырьем для многих процессов нефтехимии, теряются при этом безвозвратно. Следует отметить, что, чем больше содержится в нефтях растворенных газов, а, следовательно, выше давление насыщенных паров, тем больше будут потери летучих компонентов (газов и бензинов) от испарения в резервуарах. Кроме того, наличие растворенных газов в нефтях при их перекачке является причиной роста давления в нефтепроводе, требует дополнительной траты энергии на перекачку. Из сказанного следует, что нефти следует подвергать физической стабилизации, то есть необходимо газы отделять от нефтей и собирать. Выделение основной массы растворенных газов из нефтей (дегазацию нефтей) осуществляют в аппаратах – сепараторах, а сам процесс разделения называется сепарацией. Сепарацию осуществляют в несколько ступеней. Чем больше ступеней сепарации (число последовательно работающих сепараторов), тем больше выход дегазированной нефти. Однако на практике число ступеней сепарации ограничивается двумя – тремя. При этом остаточное содержание серы в нефтях составляет 3-6 % мас. Методика расчета сепараторов при разделении газо-жидкостных смесей представлена в методических указаниях [1, 2].

Читайте также  Дуэль и смерть Пушкина

Окончательную стабилизацию нефтей осуществляют ректификацией в специальных колоннах. После такой стабилизации в нефтях обычно остается не более 0,5-1,5 % мас. растворенных газов. На глубину стабилизации нефтей на промыслах оказывает влияние состав получаемого верхнего продукта колонны стабилизации, от которого зависит давление насыщенных паров стабильной нефти. В соответствии с классификацией нефтей (ГОСТ Р 51858-2002) стабильность товарных нефтей оценивается давлением насыщенных паров при 38 о С, оно должно быть не ниже 66,7 кПа (500 мм рт. ст.).

При эксплуатации стабилизационной колонны в режиме дебутанизатора сверху получают газы состава С1 – С4. Иногда в качестве ректификата в колонне стабилизации нефти получают широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), которая, наряду с пропаном и бутанами содержит пентан–гексановую фракцию. Схема стабилизации нефтей ректификацией представлена на рис. 1.1. Стабилизация нефтей ректификацией осуществляется в специальной ректификационной колонне под давлением 0,6-1,2 МПа и при температуре нефти на входе в колонну 170-240 о С. Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции (ШФЛУ) нефти конденсируются в конденсаторе-холодильнике и их перекачивают на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ) для дальнейшей переработки, а неконденсирующиеся компоненты отводятся из емкостей орошения Е-1 для использования в качестве топлива. Стабильная нефть с низа колонны откачивается в резервуары товарной нефти.

Р и с. 1.1. Схема стабилизации нефти

1.2. Стабилизация бензиновых фракций

Стабилизацию бензиновых фракций на установках АВТ осуществляют на блоках стабилизации. Стабилизация прямогонных бензиновых фракций предназначена для выделения из них растворенных углеводородных газов и сероводорода. Эффективность стабилизации этих бензинов оценивают по их давлению насыщенных паров и испытанию на медную пластинку. Чем полнее –выделены углеводородные газы, тем ниже давление насыщенных паров стабильного бензина и меньше потери при испарении их в резервуарах. При стабилизации бензинов прямой гонки извлекают сероводород до 96-98 % от его потенциального содержания, что позволяет в некоторых случаях отказаться от блока защелачивания или сократить расход реагентов при щелочной очистке бензиновых фракций и использовать выделенный затем сероводород для производства элементной серы или серной кислоты.

Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти

Стабилизация нефти это один из процессов подготовки нефти. Стабилизация нефти — удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества летучих углеводородных газов и лёгких жидких фракций после первичной дегазации, а именно удаление метана, этана, пропана, сероводорода, углекислого газа и азота. Это способствует сокращению потерь нефти от испарения, снижению интенсивности процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающего завода, а также позволяет получить ценное сырье для нефтехимии

Выдержка из работы.

Краткая характеристика процесса стабилизации нефти_____________________4

Обзор и анализ существующих методов построения математических

моделей, применяемых для построения модели печи, в установках

комплексной подготовки нефти ______________________________ __________8

Получение математической модели трубчатой печи________________ _______10

Построение статической характеристики объекта_______________________ __15

Построение динамической характеристики объекта_______________________ 16

Заключение____________________ ______________________________ _______18

Список литературы_____________ ______________________________ _______19

Часть 1. Краткая характеристика процесса стабилизации нефти.

Стабилизация нефти это один из процессов подготовки нефти. Стабилизация нефти — удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества летучих углеводородных газов и лёгких жидких фракций после первичной дегазации, а именно удаление метана, этана, пропана, сероводорода, углекислого газа и азота. Это способствует сокращению потерь нефти от испарения, снижению интенсивности процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающего завода, а также позволяет получить ценное сырье для нефтехимии [5].

Установки стабилизации нефтей строятся и эксплуатируются на промыслах. Углеводородные газы направляются на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а стабильная нефть — на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

В стабильной нефти содержание растворённых газов не превышает 1—2% . 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 [4].

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

При горячей сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропанобутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть используют следующие процессы:

1) однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

3) абсорбцию или ректификацию.

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.) [4].

На рис. 1 приведена технологическая схема промысловой двухколонной стабилизационной установки, используемая для нефтей с высоким содержанием растворенных газов [1].

Рис. 1 Схема установки для стабилизации нефти.

1, 11, 17, 18 — насосы; 2,7 — теплообменники; 3 — водоотделитель; 4 — первая ректификационная колонна; 5 — конденсаторы-холодильники; 6 — емкость бензина; 8 — вторая ректификационная колонна; 9 — печь; 10 — горячий насос; 12 — кипятильник с паровым пространством; 13, 14 — холодильники; 16 — емкость орошения.

Линии: I — сырая нефть; II — сухой газ; III — сжиженный газ; IV — стабильная нефть; V — бензин.

По этой схеме нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2 в водогрязеотстойник 3, где отстаивается от воды, и затем направляется в ректификационную колонну 4, работающую под давлением от 2 да 5 ат. Перетекая по тарелкам колонны, нефть освобождается от легких фракций, которые, пройдя вместе с газами конденсатор-холодильник 5, конденсируются и собираются в газосепараторе 6. Здесь несконденсированные газы отделяются от жидкой фазы, состоящей главным образом из бутана, гексана и высших. Первые направляются в газовую магистраль и далее на газофракционную установку, а вторые через теплообменник 7 в стабилизационную колонну 8 газового бензина. Колонна 8 работает под давлением 8-12 ат. Лишенная низкокипящих фракций нефть горячим насосом 10 частично подается на циркуляцию в трубчатую печь 9, а оставшаяся доля 11 направляется через теплообменник 2, кипятильник 12, холодильник 14 в емкость стабилизированной нефти [1].

Легкие бензиновые фракции, ректифицируясь в стабилизаторе 8, освобождаются от избыточного количества пропан — бутановых фракций. Последние после конденсации и охлаждения в конденсаторе 15 поступают в газосепаратор 16, откуда часть конденсата насосом 18 подается на орошение, а избыток переводится в емкость сжиженного газа или на газоперерабатывающий завод на разделение [1].

Стабилизационный бензин проходит через кипятильник 12, теплообменник 7 и холодильник 13, а далее либо направляется в емкость либо смешивается со стабилизированной нефтью и направляется на нефтеперерабатывающий завод [1].

В системе установки стабилизации нефти происходит много процессов. Рассмотрим один из них: процесс нагрева нефти в трубчатой печи 9.

Читайте также  Нормирование оборотных средств

Рис. 2 Упрощенная схема трубчатой печи

Основные технологические характеристики трубчатой печи [2].

Часть 2. Обзор и анализ существующих методов построения математических моделей, применяемых для построения модели печи, в установках комплексной подготовки нефти.

Существует множество методов построения моделей технологических процессов. Приведем несколько из них:

  1. Номографический метод расчета – основан на графическом представлении функциональных зависимостей от нескольких переменных (формул, уравнений, систем уравнений). Получающиеся при этом графические представления (геометрические модели) называются номограммами. При номографическом методе вычислительная операция заменяется выполнением простых геометрических операций (наложение линейки, проведение окружности, измерение отрезка). Номограмма может быть использована для выявления взаимного влияния переменных и изучения экстремальных свойств.

  1. Методы приближения функций – основаны на разложении функции в ряд, определении численными методами величины интегралов или подбора аналитических выражений для описания экспериментальных зависимостей и решают задачи приближения одних функций другими, которые для нас более «удобны» по каким- либо критериям. Другими словами, при решении всех этих задач мы строим модели исходных зависимостей, которые сохраняют их основные свойства и в то же время они наиболее удобны для анализа и последующего применения.

  1. Эмпирические методы – приспособлены только для автоматизации и оптимизации конкретных действующих установок. Они позволяют осуществить только условную оптимизацию, определяемую конструкцией установки. При этом они не дают возможность оценить, насколько далек найденный оптимум от потенциально возможного для этого процесса.

Учитывая все отмеченные выше достоинства аналитических методов, а также то, что технологический процесс, протекающий в трубчатых печах, подробно изучен и имеются аналитические зависимости характеризующие его, то наиболее эффективным методом получения модели будет аналитический.

Часть 3. Получение математической модели трубчатой печи.

  1. Модель будем строить в рамках следующих допущений и ограничений, которые определяются, исходя из анализа технологического процесса.

Принимаем следующие ограничения и допущения:

  1. Внутри змеевика параметры распределённые (температура зависит от координаты, меняется по длине змеевика).
  2. Стационарный процесс (за малые промежутки времени параметры не изменяются в широких пределах).
  3. В змеевике процесс идеального вытеснения (в любом сечении трубы температура постоянна в каждой точке этого сечения). Принимаем на основании того, что движение потока хладагента в змеевиковых и трубчатых элементах небольшого диаметра удовлетворительно соответствует гидродинамической модели идеального вытеснения.
  4. Поперечное перемешивание в змеевике идеальное.
  5. Тепловой поток через поверхность теплообмена устанавливается мгновенно и направлен перпендикулярно к ней в каждой точке.
  6. Идеальная изоляция от внешней среды (нет потерь тепла в окружающую среду).
  7. Среды, участвующие в процессе, несжимаемы.
  8. Коэффициент теплопередачи от газа к сырью постоянен по площади поверхности змеевика.
  9. Преобладающий процесс теплопередачи в печи – теплопроводность.
  10. Внутри печи сосредоточенные параметры.
  11. Теплоемкость поверхности теплообмена пренебрежимо мала по сравнению с теплоемкостью веществ, участвующих в процессе теплообмена.
  12. Давление постоянно.
  1. Перейдем к получению математической модели. Так как в змеевике распределенные параметры, выделим элементарный объем D V длиной D х.

Рис. 3 Элементарный объем

Uвх– объем сырья на входе.

Uвых – объем сырья на выходе.

Qвх – количество тепла, поступающего с сырьем на вход.

Qвых – количество тепла, выходящего с сырьем.

Твх – температура сырья на входе в элементарный объем.

Tвых – температура сырья на выходе из элементарного объема.

q – количество тепла передаваемое выделенному объему в процессе теплообмена.

С – теплоемкость сырья.

  1. Запишем уравнение теплового баланса для хладагента, т.е. для нефти в выделенном обьеме змеевика.

В статическом режиме: (1)

В динамическом режиме: (2)

  1. Выражаем все слагаемые через технологические параметры:

– изменение количества тепла в выделенном объеме

– количество тепла на входе в выделенный объем

– количество тепла на выходе выделенного объема

– количество тепла передаваемое выделенному объему в процессе теплообмена.

– выделенный элементарный объем

– площадь поверхности теплообмена

5) Подставим технологические параметры в ур-е теплового баланса, получим:

Разделим обе части уравнения на .

Объем сырья на входе и выходе одинаков, поэтому .

Теперь разделим обе части уравнения на

Где -объемная скорость поступления сырья в выделенный объем и выхода из него.

6) Возьмем предел от обеих частей уравнения (4) при и

Получили математическую модель:

Выведем передаточную функцию объекта.

Для этого примем изменение температуры сырья по длине змеевика постоянным.

Тогда , следовательно уравнение примет следующий вид:

Введем безразмерные нормированные функции:

Разделим выражение на , получим:

— постоянная времени, размерность секудны.

Проверим размерность [ ] = = [сек]

Возьмем преобразование Лапласа от ( ), получим:

Структурная схема данной модели будет выглядеть следующим образом:

Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти

Реферат: Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти

    • Рефераты
    • Физика

Краткая характеристика процесса стабилизации нефти_____________________4

Обзор и анализ существующих методов построения математических

моделей, применяемых для построения модели печи, в установках

комплексной подготовки нефти ________________________________________8

Получение математической модели трубчатой печи_______________________10

Построение статической характеристики объекта_________________________15

Построение динамической характеристики объекта_______________________16

Часть 1. Краткая характеристика процесса стабилизации нефти.

Стабилизация нефти это один из процессов подготовки нефти. Стабилизация нефти — удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества летучих углеводородных газов и лёгких жидких фракций после первичной дегазации, а именно удаление метана, этана, пропана, сероводорода, углекислого газа и азота. Это способствует сокращению потерь нефти от испарения, снижению интенсивности процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающего завода, а также позволяет получить ценное сырье для нефтехимии [5].

Установки стабилизации нефтей строятся и эксплуатируются на промыслах. Углеводородные газы направляются на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а стабильная нефть — на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

В стабильной нефти содержание растворённых газов не превышает 1—2%. 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 [4].

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

При горячей сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропанобутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть используют следующие процессы:

1) однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

3) абсорбцию или ректификацию.

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.) [4].

На рис. 1 приведена технологическая схема промысловой двухколонной стабилизационной установки, используемая для нефтей с высоким содержанием растворенных газов [1].

Рис. 1 Схема установки для стабилизации нефти.

1, 11, 17, 18 — насосы; 2,7 — теплообменники; 3 — водоотделитель; 4 — первая ректификационная колонна; 5 — конденсаторы-холодильники; 6 — емкость бензина; 8 — вторая ректификационная колонна; 9 — печь; 10 — горячий насос; 12 — кипятильник с паровым пространством; 13, 14 — холодильники; 16 — емкость орошения.

Линии: I — сырая нефть; II — сухой газ; III — сжиженный газ; IV — стабильная нефть; V — бензин.

По этой схеме нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2 в водогрязеотстойник 3, где отстаивается от воды, и затем направляется в ректификационную колонну 4, работающую под давлением от 2 да 5 ат. Перетекая по тарелкам колонны, нефть освобождается от легких фракций, которые, пройдя вместе с газами конденсатор-холодильник 5, конденсируются и собираются в газосепараторе 6. Здесь несконденсированные газы отделяются от жидкой фазы, состоящей главным образом из бутана, гексана и высших. Первые направляются в газовую магистраль и далее на газофракционную установку, а вторые через теплообменник 7 в стабилизационную колонну 8 газового бензина. Колонна 8 работает под давлением 8-12 ат. Лишенная низкокипящих фракций нефть горячим насосом 10 частично подается на циркуляцию в трубчатую печь 9, а оставшаяся доля 11 направляется через теплообменник 2, кипятильник 12, холодильник 14 в емкость стабилизированной нефти [1].

Читайте также  Исследование колебаний механической системы с одной степенью свободы

Легкие бензиновые фракции, ректифицируясь в стабилизаторе 8, освобождаются от избыточного количества пропан — бутановых фракций. Последние после конденсации и охлаждения в конденсаторе 15 поступают в газосепаратор 16, откуда часть конденсата насосом 18 подается на орошение, а избыток переводится в емкость сжиженного газа или на газоперерабатывающий завод на разделение [1].

Стабилизационный бензин проходит через кипятильник 12, теплообменник 7 и холодильник 13, а далее либо направляется в емкость либо смешивается со стабилизированной нефтью и направляется на нефтеперерабатывающий завод [1].

В системе установки стабилизации нефти происходит много процессов. Рассмотрим один из них: процесс нагрева нефти в трубчатой печи 9.

Рис. 2 Упрощенная схема трубчатой печи

Основные технологические характеристики трубчатой печи [2].

Часть 2. Обзор и анализ существующих методов построения математических моделей, применяемых для построения модели печи, в установках комплексной подготовки нефти.

Существует множество методов построения моделей технологических процессов. Приведем несколько из них:

1) Номографический метод расчета – основан на графическом представлении функциональных зависимостей от нескольких переменных (формул, уравнений, систем уравнений). Получающиеся при этом графические представления (геометрические модели) называются номограммами. При номографическом методе вычислительная операция заменяется выполнением простых геометрических операций (наложение линейки, проведение окружности, измерение отрезка). Номограмма может быть использована для выявления взаимного влияния переменных и изучения экстремальных свойств.

2) Методы приближения функций – основаны на разложении функции в ряд, определении численными методами величины интегралов или подбора аналитических выражений для описания экспериментальных зависимостей и решают задачи приближения одних функций другими, которые для нас более «удобны» по каким- либо критериям. Другими словами, при решении всех этих задач мы строим модели исходных зависимостей, которые сохраняют их основные свойства и в то же время они наиболее удобны для анализа и последующего применения.

3) Эмпирические методы – приспособлены только для автоматизации и оптимизации конкретных действующих установок. Они позволяют осуществить только условную оптимизацию, определяемую конструкцией установки. При этом они не дают возможность оценить, насколько далек найденный оптимум от потенциально возможного для этого процесса.

4) Аналитические методы – обычно используются на стадии проектирования технологического процесса и систем автоматизации, оценки допустимой области изменения технологических параметров, разработки структурных схем регулирования. Полученные модели позволяют проводить оптимизацию процесса и оценивать его потенциальные возможности без учета его конструктивной реализации. Принципиальная особенность аналитических методов заключается в том, что можно аналитическим путем исследовать динамику проектируемых систем, применять полученные уравнения для описания свойств других однотипных объектов и процессов.Аналитические методы расчёта отличаются сложностью, но поскольку базируются на основных законах теплообмена, то их можно применять в широких пределах. Они обеспечивают вполне удовлетворительную сходимость с данными практики.

Учитывая все отмеченные выше достоинства аналитических методов, а также то, что технологический процесс, протекающий в трубчатых печах, подробно изучен и имеются аналитические зависимости характеризующие его, то наиболее эффективным методом получения модели будет аналитический .

Часть 3. Получение математической модели трубчатой печи.

  • «
  • 1
  • 2
  • 3
  • 4
  • »

Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти

Библиографическая ссылка на статью:
Нуржанов М.Н. Совершенствование нефтесепаратора на установке стабилизации нефти на месторождениях северного Каспия // Современные научные исследования и инновации. 2019. № 5 [Электронный ресурс]. URL: https://web.snauka.ru/issues/2019/05/89356 (дата обращения: 14.09.2021).

Научный руководитель: к.х.н., доцент Арабов М.Ш.

Актуальность темы:

Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку попутный нефтяной газ должен быть отделен, как ценное сырье от нефти, а также с целью уменьшения пульсаций в трубопроводах и исключения кавитации насосного оборудования при перекачке нефти. Интенсивность отделения газа от нефти и, как следствие, степень дегазации в значительной степени зависят от конструкции сепаратора [1]. Для обеспечения высокой интенсивности дегазации конструкция сепаратора должна обеспечивать отделение газовой фазы от жидкой не только при условии высоких концентраций.

Цель работы заключается в поиске способа увеличении интенсивности процесса дегазации за счет снижения парциального давления углеводородов в нефти. Для этого в нижней части сепаратора устанавливается цилиндрическая труба на поверхности которой расположены отверстия для подачи перегретого газа, а для увеличения площади массобобмена предлагаем заменить наклонные полки (желоба) на клапанными тарелки.

Предлагаемое решение:

Нефтегазовая смесь под давлением поступает через патрубок 1 в верхнюю часть сепаратора, после чего, благодаря отбойнику 2 аккуратно и равномерно стекает на клапанные тарелки 3. Затем газожидкостная смесь по переливным трубам 6 перетекает вниз с одной тарелки на другую.

В нижней части сепаратора установлена цилиндрическая труба 7 с отверстиями 10 для выхода нагретого метана(CH4). Газ поднимается вверх и проходит сквозь слой жидкости на тарелках (через особые устройства — клапаны), что способствует разделению смеси на два компонента: газ и жидкость. Так как газ нагрет до температуры 65 °С, то процесс дегазации протекает быстрее.

В верхней части сепаратора установлена сепарационная насадка 4 лопастного типа. Капельки нефти, отбиваются сепарационным устройством 4, после чего стекают в поддон и направляются по переливным трубам в нижнюю часть устройства, а газ под давлением через клапан 5 направляется в систему очистки, осушки и компримирования. Уменьшение капельного уноса происходит по причине столкновения потока газа с перегородками лопастного типа. Жидкостная смесь, слившаяся на дно сепаратора сбрасывается при помощи клапана 9.

В нижней части корпуса сепаратора устанавливается водомерное стекло 11 с отключающимися краниками 12, которое предназначено для измерения количества подаваемой жидкости.

Рис. 1 – Усовершенствованный вертикальный сепаратор

Заключение

Повышение эффективности газовыделения достигается благодаря установке в нижней части сепаратора цилиндрической трубы на поверхности которой соосно расположены отверстия для подачи перегретого газа (СН4 – метан) при температуре 65 °С, и замене наклонных полок клапанными тарелками. Основные их преимущества – способность обеспечить эффективный массообмен в большом интервале рабочих нагрузок, несложность конструкции, низкая металлоемкость и невысокая стоимость. Благодаря установке клапанных тарелок процентное содержание газа в нефти уменьшилось с 50 до 35%.

Библиографический список

  1. М. Ш. Арабов, З. М. Арабова, М. А. Марышева, Ю. М. Худалиев ; Оборудование и технологии добычи, подготовки нефти, газа и пластовых сточных вод : учебное пособие/под общ. ред. М. Ш. Арабова;Астрахан. гос. техн. ун-т. – Астрахань : Изд-во АГТУ, 2017. – 164 с.
  2. Комиссаров, Ю.А., Гордеев Л.С., Вент Д.П. Процессы и аппараты химической технологии: учеб. пособие/ под ред. Ю.А. Комиссарова / под ред. Ю.А. Комиссарова. М.:Химия, 2011. – 1230с.
  3. Тараканов, Г.В. Технология переработки природного газа и газового конденсата на Астраханском газоперерабатывающем заводе: учебное пособие/ Астрахан. гос. техн. ун-т / Астрахан. гос. техн. ун-т — Астрахань: Изд-во АГТУ, 2013. — 148с.
  4. Тараканов, Г.В., Мановян А.К. Основы технологии переработки природного газа и конденсата: учеб. пособие/ Астрахан. гос. техн. ун-т ; под ред. Г.В. Тараканова / Астрахан. гос. техн. ун-т ; под ред. Г.В. Тараканова — Изд. 2-е, перераб. и доп. — Астрахань: Изд-во АГТУ, 2010. — 192с.

Количество просмотров публикации: Please wait

Связь с автором (комментарии/рецензии к статье)

Оставить комментарий

Вы должны авторизоваться, чтобы оставить комментарий.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: