Узел очистки нефти методом отдувки

Общие положения

Для расчета необходимы следующие данные:

• 1) состав обессоленной и сепарированной нефти, % мае;
• 2) состав отдувочного газа, не содержащего сероводорода, % мае.;
• 3) объемное соотношение нефть : отдувочный газ.

Технологическая схема отдувки нефти углеводородным газом представлена на рис. 2.5.

Нефть подается в змеевики печи, где нагревается до 55-60°С и далее направляется в верхнюю часть колонны дегазации. Нефть в колонне стекает по всей площади ребристых пластинок, осуществляя десорбирующий обмен сероводорода из нефти в девонский газ, который движется в противоточном направлении, унося газовые пузырьки сероводорода. Давление в колонне поддерживается до 0,2 МПа с целью максимального отбора ссрово-дородсодержащего газа из нефти.

Очищенная нефть с нижней части десорбционной колонны поступает в буферную емкость, где происходит дополнительное отделение остаточного газа из горячей нефти. Далее дегазированная горячая нефть охлаждается в теплообменниках до температуры 30°С, отдавая тепло холодной эмульсии, и поступает в товарный парк.

Газ для отдувки нефти в нужном объеме поступает вниз колонны дегазации, равномерно распределяется по сечению аппарата и поднимается вверх в противоток движению нефти.

Сероводородсодержащий газ с верхней части колонны дегазации направляется в холодильник, охлаждается до ЗО°С летом и 10°С зимой за счет теплообмена с пресной водой, которая далее используется в блоке обессоливания. Охлаждающий газ после теплообменника подастся в конденсатосборник и далее по газопроводу на прием компрессора.

Расчет блока отдувки

Приняты следующие исходные данные:

• - объем нефти, поступающей на отдувку - 205 м³/ч;
• - плотность нефти - 910 кг/м³;
• - температура нефти - 60°С;
• - плотность отдувочного газа -1,18 кг/м³;
• - объемное соотношение нефть: отдувочный газ - 1 : 3,5;
• - температура газа - 15°С;
• - давление в колонне дегазаторе - Р = 1,4 атм.;
• - составы нефти и отдувочного газа.
• 1. Объемный расход газа:

К™ = 205x3,5 = 717,5 м³/ч.

Массовый расход газа:

С_газ = К_азх 1,18 = 717,5 х 1,18 = 846,65 кг/ч.

Составы нефти, газа и объединенной смеси приведены в табл. 3.1. Состав нефти вместе с газом находят по формуле

Cmas = _V^G|I1+Gri х 100 %, (3.1)

^mas SGhi+Gh

где Ghi - расход z-ого компонента нефти;

Gn - расход i-oro компонента газа.

Массовые проценты переводят в мольные проценты по формуле

cmas i

• (3.2)
• •yC-masi

LMmi

где Cmast - массовые доли /'-ого компонента;

M,„i - молекулярная масса /-ого компонента.

Определяется температура суммарного потока в колонне с помощью уравнения теплового баланса:

(3.3)

Gh'Ch(Ii - (2) = Gi-Ci{t]'-t2), где Сц - теплоемкость нефти;

t] - начальная температура нефти;

t2 - температура нефти после смешения;

Сг~ теплоемкость газа;

//'-начальная температура газа.

Теплоемкость нефти при 60°С определяется по формуле

С_н = ~^= ? (0,762 + 0,0034 • П , VP¹⁵

• (3.4)
• (3.5)

Cfr = -^=- (762 + 0,0034333) = 1,98^.

Далее определяется теплоемкость отдувочного газа:

C_r = lC_i-X_i, где С, - теплоемкость z-ого компонента;

Xi - массовая доля /-ого компонента.

Значения С, берут из литературы [21]. Значения теплоемкостей индивидуальных компонентов и расчет теплоемкости смеси приведены в табл. 3.2. Теплоемкость отдувочного газа Gr= 1,882 . В уравнении теплового баланса подставляют из

вестные величины:

• 186534 - • 1,98 —(333 -1) = 846,65 • l,882(t - 288), ч кг-К
• 123448197 = 370930 • t, t = 332,8 К или 59,6°С .

Таблица 3.2 - Теплоемкости компонентов отдувочного газа

Рассчитывается доля отгона в дегазаторе для компонентов смеси (табл. 3.1) при температуре t = 59,6°С и давлении Р =1,4 атм.

По уравнению Антуана находят давление насыщенных паров (ДНП) для индивидуальных веществ:

ю^(Л с+Р Р =-------ата ,

• (3.6)
• 760

где Т - температура процесса, К

А, В, С - константы для индивидуальных компонентов (см. прил. 1).

По формуле Ашворта находят ДНП для фракций:

Р_{ = 10

• 7,6715
• 2,68Х/(Т)

Г(Т₀)

атм.

(3.7)

f(T) =

1250

VT² + 108000-307,6

(3.8)

/(T_o) = , ¹²⁵⁰ -- 1 ,

(3,9)

T₀²+108000—307,6

где Г-температура, при которой определяется давление, К;

То - средняя температура кипения фракции, К.

Константы фазового равновесия определяются по формуле

(З.Ю)

где Р, - ДНП компонентов, атм.;

П - давление в системе, атм.

Результаты расчетов сводятся в табл. 3.2.

У,-

у—-— = 1 i+e'Ui-l)

(3.11)

Таблица 3.3 - Результаты расчетов

Рассчитывают мольную долю отгона в колонне дегазации по уравнению

где у/ - мольный состав смеси;

К, - константа фазового равновесия в условиях работы колонны;

е' - мольная доля отгона.

Далее рассчитывают состав жидкой фазы Xf в мольных долях по уравнению

(3-12)

Состав паровой фазы Yf в мольных долях находят по уравнению

Yf = Ki-Xfi. (3.13)

Среднюю молекулярную массу паров из колонны определяют по формуле

M_nap=S^-Mi- (3-14)

Средняя молекулярная масса сырья (объединенного потока)

(3.15)

Для перевода мольной доли отгона в массовую используют формулу

е = е'-^. (3.16)

Мр

Количество парового потока и жидкой фазы находят по формулам

('пар = F -е.

Gnap = F • (1 - е). (3.17)

где F - объединенный поток нефти и газа.

Переводят мольные доли в массовые проценты для жидкой фазы по формуле

X_mas 1 = . • 100- (3.18)

mas i ^{v 7}

Переводят мольные доли в массовые проценты для паровой фазы Y_mas по формуле

⁼йШ>'¹⁰⁰- ⁽³-^,9)

Результаты расчетов сводят в табл. 3.4.

Таблица 3.4 - Состав паровой и жидкой фаз после отдувки H₂S

Анализируя табл. 3.1 и 3.4, сравнивают содержание сероводорода в исходной нефти и нефти (жидкая фаза) после процесса отдувки.

На основе проведенного расчета составляется материальный баланс процесса отдувки (табл. 3.5).

Таблица 3.5 - Материальный баланс узла отдувки

Если после очистки нефти при выбранных технологических условиях содержание сероводорода не соответствует требованиям, то можно изменить объемное соотношение нефть : газ и повторить расчет.

Расчет диаметра колонны

Рассчитывают основные размеры колонны по уравнениям для расчета вертикального дегазатора.

Абсолютная плотность отводящего газа с верха аппарата в стандартных единицах:

О _ Мгт ^кг

Ргаза ~ ₂₂₄'_Л,з ’

(3.20)

Абсолютная плотность газа в условиях работы аппарата:

раб __ о _ Рап'Тр

Ргаз = Ргаз--

• • I do I 1 do п .'Г . у ^го ⁷ап
• (3.21)

где Р_ап и Та„ - давление (атм.) и температура (К) соответствен

но в аппарате;

Т_о - стандартная температура, равная Т1ЪК

Р„ - абсолютное давление, равное 1 атм.;

Z - коэффициент сжимаемости;

Производительность аппарата по газу

it __ G-аз ^м3

^Игаз ^— _лраб > •

"газ

Линейная скорость газового потока в верхней части десорбера:

Ураз _ y-(273+t)-P_CT м

(3.23)

F 3600-273 0,785-Рраб ' с ’

Диаметр аппарата

d = ?^=1,128

у/ tvU U

где У_газ - скорость газа (м³/с).

Обычно диаметр аппарата 1400 мм, т.к. возможны режимы с более высоким расходом отдувочного газа.

Высота десорбера

Для расчета используют формулу

Н — Ь._г + h₂ + 1г₃ + h₄ + h₅ , где hj - высота уровня жидкости (1 - = 3 м;

/?2 - высота слива нефти (h₃ = 14 м);

h₃ - расстояние до отбойной насадки (h₄ = 0,9 м);

hs - расстояние от отбойной насадки до верхнего днища (йб = 0,4 м).

Далее очищенная нефть поступает в сепаратор, где дополнительно из нее отделяется газовая фаза за счет снижения давления.

Расчет сепаратора представлен в работе[20ф