Эмульсии и их классификация. Выбор и обоснование технологической схемы производства. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготавливаемой продукции. Материальный баланс установки подготовки нефти. Расчет толщины стенки и днища аппарата.
Аннотация к работе
Нефть, извлекаемая на поверхность из скважин, часто называется «сырой» нефтью, поскольку в ней содержится пластовая вода с растворенными солями, газы органического и неорганического происхождения, а также механические примеси (песок, глина, известняк и т.д). Эмульсии, образующиеся при добыче и обессоливании нефти, относятся преимущественно к эмульсиям этого вида. По физико-химическим свойствам, влияющим на устойчивость эмульсий, нефти можно искусственно разбить на три группы: - нефть с небольшой вязкостью и плотностью (n =3?8 ССТ, r=0,80?0,84), незначительным содержанием силикагелевых смол, асфальтенов и большим содержанием парафина; При повышении температуры устойчивость эмульсии понижается, так как механическая прочность адсорбционных оболочек, особенно содержащих парафин и церезин, снижается до нуля, в результате капли сливаются и эмульсия разрушается; при понижении же температуры таких эмульсий механическая прочность адсорбционных оболочек повышается, что влечет за собой и соответствующее повышение стойкости эмульсий. Было установлено, что если в эмульсию типа вода в нефти, введено какое-то количество поверхностно-активного вещества, но при условии, что водяные капли, диспергированные в нефти, по-прежнему окружены нефтью, то пленка водяной капли продолжает упрочняться и увеличиваться и, следовательно, среда, способствующая образованию эмульсии, остается.Пластовая вода, отделившаяся от нефти и прошедшая очистку на очистных сооружениях, имеет остаточное содержание: нефтепродуктовдо 20 мг/л; Широко используется для отделения воды химический метод обработки нефтяной эмульсии деэмульгаторами, которые ослабляют структурно-механическую прочность слоев, обволакивающих каплю воды, и способствуют более глубокому расслоению эмульсии. Для защиты змеевиков нагревателей используется ингибитор солеотложения. Широко используется для этой цели химический метод - обработка деэмульгаторами - веществами, которые ослабляют структурную прочность слоев, обволакивающих капли воды, и способствуют более глубокому расслоению эмульсии. В качестве реагента - деэмульгатора используется «Сепарол» из расчета 18 г/т нефти.По степени воздействия на организм человека «Тарин» относится к четвертому классу опасности (ГОСТ12.1007-76). Ингибитор коррозии подается в количестве: 1500 г/м3 пластовой воды в течение 5-7 часов (ударная доза); Бактерицид подается в количестве: 1500-2000 г/м3 пластовой воды в течение 5-7 часов (ударная доза); В связи с большой мощностью установки подготовки нефти (УПН), вся нефтяная эмульсия, поступающая в цех первичной подготовки нефти (ЦППН), делится на два равных потока и подается соответственно на УПН-1, УПН-2, УПН-3, имеющих одинаковое технологическое оформление. Далее, предварительно нагретая в печи П-1 до температуры 5°С, газожидкостная смесь с обводненностью до 30% поступает на первую ступень сепарации ТФС-1/7, на которой смонтированы трехфазные сепараторы для отделения основной массы воды и газа типа НГСВ I-0,6-3400 объемом 200м3 каждый.Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в табл. Компонент смеси Молярный состав сырой нефти (zi?), % Массовый состав сырой нефти Mic= zi?.Mi Массовый состав газа из сепаратора Міг=N0гі·Mi Массовый состав нефти из сепаратора Мін= Mic-Міг Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти Riг=100·Міг/ Mic, % Газ будет отделяться от нефти с производительностью: Qг = Rсмг · Qн,(2.4) где Rсмг - массовая доля отгона газа Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно: Qнсеп = Qн - Qг = 83333,333 - 4159,042 = 79174,292 кг/ч, Qсеп = Qнсеп Q · 0,30 = 79174,291 119047,619 · 0,30 = 114888,577 кг/ч. Компонент смеси Молярный состав сырой нефти (zi?), % Массовый состав сырой нефти Mic= zi?·Mi Массовый состав газа из сепаратора Міг=N0гі·Mi Массовый состав нефти из сепаратора Мін= Mic-Міг Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти Riг=100·Міг/ Mic, %Некондиц. нефть в том числе: Товарная нефть в том числе: 99,73 нефть 99,80 78259,184 657,377 нефть 99,80 78048,018 655,604 вода 0,20 156,832 1,318 вода 0,20 156,832 1,317 На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти на 1 млн.т в год по пластовой жидкости, представленный в табл. Таким образом, получили следующее массовое распределение потоков на выходе из блока электродегидраторов: товарная нефть: Qндег= 370044,107 кг/г, в том числе: - нефть - 0,998·Qндег= 0,998 · 370044,107= 369304,019 кг/ч; Далее эта нефть в количестве равном 393129,846 кг/ч (69,98%) поступает в блок подогрева нефти и поступает на вторую ступень сепарации. Для эффективного разделения эмульсии на нефть и воду должно соблюдаться условие: ,(2.12) где ? - время пребывания нефти в аппарате.Необходимая мощность насоса: Nн = Nпол / hнас,(2.38) где hнас - полный к.п.д.
План
Содержание основного вещества не менее, Содержание воды в товарной нефти 0,2%масс.Процентное содержание воды по массе в нефти после КСУ составит:Содержание воды в нефти составляет 5% масс. Теплоемкость системы «вода-нефть» составит: