Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

Блок обезвоживания и обессоливания

НЕФТИ

5.1 Расчет отстойной аппаратуры. При рассмотрении работы данного блока необходимо указать назначение этого процесса, способ его проведения и оборудование.

В ходе расчета блока определяется следующее:

- температура процесса обезвоживания;

- скорость осаждения дисперсной фазы;

- производительность и размеры одного отстойника;

- число отстойников.

В расчете используются материальные балансы блоков отстоя воды – обезвоживания, обессоливания и электрообессоливания. Для расчета необходимо знать производительность блока (м³/сут). Для перевода «т/сут» в «м3/сут» сначала рассчитывают плотность эмульсии (р_ЭМ) по следующей формуле:

р_ЭМ = , (5.1)

где р_Н, р_В – плотности нефти и воды, кг/м³, соответственно;

х_В - массовая доля воды.

Для определения оптимальной температуры процесса термохимического обезвоживания необходимо построить кривую зависимости кинематической вязкости нефти от температуры. Возможно использование вязкости нефти при двух температурах, так как нефть отличается дисперсионной средой в эмульсиях типа «вода в нефти". Данные кинематической вязкости нефти при двух температурах можно найти в технической документации действующей установки. Если известны вязкостные характеристики при двух температурах, то по формуле Гросса можно определить коэффициент К:

, (5.2)

где v₁, v₂ - вязкость нефти при температуре t₁ и t₂, соответственно.

Рассчитав коэффициент К и, используя одну из известных точек (v₁, t₁), находят значения вязкости нефти при других температурах. Строят график зависимости v_i = f (t_i). Температура, при повышении которой вязкость нефти меняется незначительно, принимается за необходимую температуру нагрева нефтяного потока в блоке обезвоживания. Обычно она составляет 50-70 ⁰С в зависимости от вязкости нефти. С использованием графика v_i = f (t_i) эту температуру находят как точку пересечения двух касательных ветвей зависимости.

Скорость осаждения капель воды определятся по разным формулам, исходя из их диаметра. Принимается условие, что осаждение капель идет при ламинарном режиме. При ламинарном режиме движения потока, когда число Рейнольдса (Re) не превышает единицы, скорость осаждения дисперсной фазы находят по формуле Стокса:

, (5.3)

где w₀ - линейная скорость осаждения дисперсной фазы (капель воды), м/с;

d – диаметр осаждающейся капли воды, м;

m - динамическая вязкость дисперсной (нефтяной) среды, Па×с;

g – ускорение свободного падения, м/с².

Для капель воды диаметром от 0,3 до 0,8 мм скорость осаждения определяется формулой Аллена, при 2 < Re < 500:

, (5.4)

Для капелек воды d > 0,8 скорость осаждения можно рассчитать по формуле Ньютона - Ритингера, при Re > 500:

. (5.5)

Далее рассчитывается число Рейнольдса по формуле:

Re = , (5.6)

где v_Н – кинематическая вязкость нефти, м²/с, и уточняется формула расчета линейной скорости осаждения w₀.

В отстойной аппаратуре обычно ввод потока в аппарат осуществляется через нижний коллектор. Тогда скорость движения потока (U_Н) снизу вверх определяется по формуле:

, (5.7)

где h – высота слоя эмульсии в аппарате, м; t - время пребывания нефти в аппарате, ч. Обычно t = 0,5-2 ч. Эту величину можно рассчитать по работе действующей установки:

, (5.8)

где N – число параллельно работающих отстойников; V₀ – объем отстойника, м³; V_Ч – часовая производительность блока, м³/ч.

Зная V₀ и V_Ч можно рассчитать фактическую скорость осаждения:

U_Ф = w₀ – U_Н (5.9)

Далее определяют производительность одного аппарата (x) и число параллельно работающих аппаратов (n) при заданной производительности:

, м³/ч, (5.10)

, (5.11)

где S – площадь горизонтального сечения стандартного отстойника, м²; Q – производительность отстойного блока, м³/ч.

S = D×L, (5.12)

где D и L – диаметр и длина отстойника, м, соответственно.

По производительности блока и фактической скорости осаждения возможно определить площадь горизонтального сечения отстойника и его диаметр:

, м. (5.13)

, м. (5.14)

Число отстойников по заданной производительности узла можно рассчитать по формуле:

. (5.15)

Пример 3. Через блок обезвоживания проходит 4 млн. тонн нефтяной эмульсии в год. Обводненность – 30% масс. Плотность нефти и воды – 865 и 1080 кг/м³ соответственно. Кинематическая вязкость нефти при 20⁰С – 6,8 сСт, при 50⁰С – 3,4 сСт. Диаметр капель воды d = 200 микрон = 2×10^-4 м. Время отстоя – 1 час.

Найти оптимальную температуру процесса обезвоживания, определить количество отстойников объемом 160 м³ (D = 3,4 м; L = 18 м) для отстоя эмульсии.

Решение:

По формуле Гросса определяется вязкость нефти при различных температурах:

В результате расчета определены:

n₃₀ = 5,00 сСт

n₄₀ = 4,05 сСт

n₅₀ = 3,40 сСт

n₆₀ = 2,97 сСт

n₇₀ = 2,64 сСт

Строится график n_t = f (t). Температура процесса обезвоживания принимается за 60⁰С. Кинематическая вязкость переводится в динамическую:

сПз = 2,55×10^-3 Па×с.

Плотность эмульсии:

кг/м³.

Производительность блока:

т/сутки Þ 11911,9 м³/сутки Þ

Þ 496,3 м³/час.

Скорость осаждения воды в отстойнике:

м/с.

Следовательно, при Re < 1 использование формулы Стокса для определения m₀ справедливо. Далее рассчитываются следующие величины:

h = 0,75×D – h₁,

где h₁ – высота коллектора, через который подается эмульсия в аппарат, м; h₁ = 0,7 м.

h = 0,75×3,4 - 0,7 = 1,85 м.

Скорость движения потока снизу вверх:

где h – высота слоя эмульсии в аппарате,

t - время пребывания нефти в аппарате, ч.

Обычно t = 0,5-2 часа. По условию задачи t = 1 час. Эту величину можно легко рассчитать по работе действующей установки:

где N – число параллельно работающих отстойников;

V₀ – объем отстойника, м³;

V_Ч – часовая производительность блока, м³/час.

м/ч = 0,00051 м/ч

Зная w₀ и U_Н можно рассчитать фактическую скорость осжадения:

м/час.

Далее определяют производительность одного аппарата (G) и необходимое число параллельно работающих отстойников (n) при заданной производительности.

где S – площадь горизонтального сечения стандартного отстойника, м³;

Q – производительность блока отстойников, м³/ч.

S = 18×3,4 = 61,2 м³.

G = 61,2×0,00132 = 0,081 м³/с = 291,6 м³/ч.

аппарата.

Принимаем 2 аппарата объемом 160 м³.

5.2 Расчет электродегидратора. Электропроводность сухой нефти - 2×10^-10 – 0,3×18^-8 Ом/см; электропроводность сырой нефти при 90-120⁰С колеблется в пределах 0,5×10⁸ - 12×10⁸ Ом/см.

Под действием электрополя капли минерализованной воды становятся поляризованными и стремятся расположиться вдоль линии действия электрических сил. При этом заряженные полюсы смежных капель сближаются, взаимодействуют между собой и происходит слияние капель.

Сила взаимодействия между каплями воды равна:

, (5.16)

где К – коэффициент;

Е – напряженность поля, кВ/см;

r – радиус капли, см;

d – расстояние между центрами капель, см.

Взаимодействие между каплями воды можно увеличить путем повышения напряженности электрического поля, Е.

, (5.17)

где U – напряжение на электроде, кВ (17, 22, 27.5, 33, 44 кВ);

L – расстояние между электродами, см (10-40 см).

Е = 0,8 – 3 кВ/см.

Однако при чрезмерном повышении напряженности электрополя возможно электрическое диспергирование капель.

Поэтому должно выполняться условие E < E_{КРИТИЧ.}

Для соблюдения этого условия необходимо либо уменьшить напряжение на электроде, либо увеличить расстояние между ними.

Критическая напряженность электрополя рассчитывается по формуле:

, В/см, (5.18)

где s - межфазное поверхностное натяжение, дин/см;

d – диаметр капли, см;

e – диэлектрическая проницаемость эмульсии, Ф/см;

А – коэффициент пропорциональности: при концентрации эмульсии 5, 10, 20% А соответственно равно 382, 391, 403.

Пример 4. Определить E_КРИТ и E_ФАКТ для электродегидратора при следующих данных.

Содержание воды в нефти – 5%;

s = 20 дин/см;

d = 2×10^-2 см;

e = 16;

L = 30 см;

U = 44000 В.

4270 В/см.

В/см.

, следовательно, диспергирования капель не будет.

Эффективность работы электродегидратора зависит от величин S/V, где S – средняя площадь горизонтального сечения аппарата, м²; V – объем аппарата, м³.

Для эффективного отстоя должно соблюдаться условие , где t - время пребывания нефти в аппарате, час; t_ОС – время, необходимое для осаждения капель воды, час.

, (5.19)

где h_Э – высота слоя эмульсии в аппарате, м;

U_Э – скорость движения нефти при нижней ее подаче, м/час.

, (5.20)

где U_ОС – скорость осаждения капель воды в неподвижной среде, м/ч;

U_Н – фактическая скорость осаждения капель воды в потоке поднимающейся нефти, м/ч.

или .

Линейная скорость движения нефти в электродегидраторе должна быть как минимум в 2 раза меньше рассчитанной скорости осаждения капель воды. Скорость осаждения рассчитывается по формуле Стокса:

где d – диаметр капель воды, м;

r_H2_O, r_НЕФТИ – плотность воды и нефти, кг/м³.

n_НЕФТИ – кинематическая вязкость нефти при температуре отстоя, м²/с.

Необходимо проверить число Рейнольдса (Re) по формуле:

. (5.21)

Должно соблюдаться условие:

Зная U_ОС, определяют U_Н и необходимое поперечное сечение электродегидратора (S) и количество аппаратов (n):

; (5.22)

, (5.23)

где Q – количество подаваемой на блок эмульсии, м3/час;

J – производительность аппарата, м³/час.

Пример 5. На установку поступает обезвоженная нефть в количестве Q = 900 м³/час с температурой 100⁰С. r¹⁰⁰_Н = 800 кг/м³, r¹⁰⁰_Н20 = 1050 кг/м³, кинематическая вязкость нефти n_НЕФТИ = 2,9×10^-6 м²/с, диаметр глобул воды – 2,2×10^-4 м, время пребывания эмульсии в аппарате – 40 минут. Применяется аппарат объемом 160 м³, у которого длина – 18 м, диаметр – 3,4 м.

Определить максимальную производительность электродегидратора для обессоливания нефти и необходимое число аппаратов.

Решение:

Максимальная поверхность осаждения:

м²

м/с

, т.е. Re < 0,4

где h₁ – расстояние от дна электродегидратора до поверхности раздела нефть-вода. Принимаем h₁ = 0,7 м.

м/час = 7,66×10^-4 м/сек.

Фактическая скорость осаждения капелек воды в потоке поднимающейся нефти будет:

м/сек.

Производительность электродегидратора:

м³/сек = 447 м³/час.

Необходимое количество параллельно работающих электродегидраторов:

Достаточно двух аппаратов объемом 160 м³.

БЛОК СЕПАРАЦИИ

Узел сепарации может быть расположен в любом месте технологического потока – в начале, середине, конце. Выбор места сепарации в технологической схеме связан с составом нефтяного потока (присутствие в попутном газе сероводорода), нагревом потока, поддержанием необходимого давления в аппарате.

Основные параметры потока сепарации – давление и температура принимаются по данным расчета или работы действующей установки.

Целью расчета сепаратора является определение количества отсепарированного газа или доли отгона от нефти, состава и количества газовой и жидкой фаз, производительности аппарата по нефти и газу. При расчете необходимо учитывать содержание воды в исходном нефтяном потоке и ее распределение в паровой и жидкой фазе при сепарации.

Молекулярная доля отгона при выбранных условиях сепарации (температуры и давления) находится методом постепенного приближения по формуле:

, (6.1)

где y’_i – мольная доля компонента в паровом потоке; C’_i – мольная доля компонента в нефти; K_i – константа фазового равновесия компонентов при заданных значениях температуры и давления; e’ – мольная доля отгона.

Мольный состав жидкой фазы (x’_i) по каждому компоненту определяется по одной из формул:

(6.2)

, (6.3)

где L – мольная доля остатка, .

Перевод мольной доли отгона (e’) в массовую (e) осуществляется по формуле:

, (6.4)

где M_Д и M_Е – молекулярные массы отгона и сырья соответственно.

Перевод мольной концентрации (x’_i) в массовую (x_i) и наоборот, а также расчет средней молекулярной массы проводят по формулам:

, (6.5)

, (6.6)

где М_i, M_ср – молекулярные массы соответственно каждого (i) компонента и средняя молекулярная масса смеси.

Абсолютная плотность газа в стандартных условиях находится по формуле:

, кг/м³ (6.7)

Абсолютная плотность газа в условиях сепаратора составляет:

, (6.8)

где Р_с и Т_с - давление (МПа) и температура (К) соответственно в сепараторе; Т₀ - стандартная температура, равная 273К; Р₀ - абсолютное давление, разное 0,1 МПа; Z - коэффициент сжимаемости (для условий работы сепаратора Z=1).

Зная плотность газа и нефти, определяют объем газового и жидкого потоков.

Производительность аппарата по газу или нефти связывается с конструктивными особенностями сепарационной емкости, параметрами процесса и физико-химическими свойствами обрабатываемых продуктов. Выбираются тип и конструктивные особенности сепаратора (вертикальный, горизонтальный, циклонный, одно-, двухемкостной, отбойные насадки или их отсутствие).

Наиболее часто применяются одноемкостные горизонтальные аппараты с отбойными насадками. В этом случае производительность сепаратора по газу (V_г) связывается с условиями работы сепаратора по следующей формуле:

, м³/сут, (6.9)

где w_z - допустимая скорость газа в насадке, м/с;

j - живое сечение отбойной насадки, м²/м²;

S_z - площадь поперечного сечения сепаратора, м²;

Р₀ - абсолютное атмосферное давление, МПа;

Р - абсолютное давление сепарации, МПа;

Т₀ - абсолютная стандартная температура, К;

Т - абсолютная температура сепарации, К;

Z₀ - коэффициент сжимаемости газа в стандартных условиях;

Z -коэффициент сжимаемости газа в рабочих условиях.

, (6.10)

где Б - постоянный коэффициент, зависящий от степени очистки газа в сепараторах с отбойными насадками, м/с,Б = 0,1¸0,5 в зависимости от типа отбойной насадки и удельного уноса жидкости. Значения принимаются по табл. [2, с.99];

s_н - поверхностное натяжение на границе нефть-газ, мН/м; r_н и r_г - абсолютные плотности нефти и газа в рабочих условиях, кг/м³, соответственно.

Зная объем отбираемого газа в условиях работы сепаратора V_г по формуле (5.9) определяется площадь поперечного сечения аппарата (S_z), обеспечивающая необходимую поверхность испарения.

По найденной площади поперечного сечения определяют диаметр сепарационной емкости. Для различных типов аппаратов формулы различны.

Для горизонтального сепаратора:

, м. (6.11)

Длина сепаратора L должна быть:

, (6.12)

где Е - длина отбойной насадки, Е = 0,3¸1,5; d₀ - диаметр выходного патрубка (d₀ = 0,2¸0,3 м).

Объем сепаратора:

, м³.

Необходимый объем сепаратора по газу обычно мал. Поэтому делают расчет сепаратора по жидкому потоку. В этом случае диаметр аппарата рассчитывают по формуле:

, м, (6.13)

где Q – количество жидкого потока, кг/час;

U₀ – допустимая линейная скорость паров в поперечном сечении сепаратора:

, м/сек, (6.14)

где А – коэффициент при средней скорости сепарации,

А = (0,75¸0,8)×V, где V – коэффициент, зависящий от степени очистки газа, V = 0,075¸0,15.

По формулам 6.12, 6.13 рассчитываются длина и объем сепаратора. На основе приведенных расчетов определяется количество стандартных сепараторов.

Пример 6. Производительность сепаратора – 2 млн. т/год эмульсии обводненностью 20% мас. Давление – 6 атм, температура – 100⁰С. Отбирается 6,64% мас. паровой фазы с содержанием воды в ней 1,5%. Плотность нефти и воды – 865 и 1080 кг/м³ соответственно.

Определить необходимое количество сепараторов для разделения нефти.

Решение:

Суточная производительность сепарации:

т/сут.

Таблица 6.1 – Материальный баланс блока сепарации нефти

Приход	т/сут	% мас.	м³/ сут	Расход	т/сут	% мас.	м³/ сут
1. Нефт. эмульсия: - нефть - вода	5479,4 4383,5 1095,88		6087,50	1. Отсеп. нефть: - нефть - вода 2. Газовая фаза: - углеводороды - вода	5115,5 4074,25 1041,3 363,83 309,25 54,57	93,36 78,1 21,9 6,64
Итого:	5479,4	100,0			5479,4	100,0