Зависимость диаметра капель от массового расхода нефти. Процесс каплеобразования
Министерство
образования и науки Российской Федерации
Государственное
бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
Национальный
исследовательский Томский политехнический университет
Институт
природных ресурсов
Кафедра:
химической технологии топлива и химической кибернетики
Лабораторная
работа
по
дисциплине
«Технология
промысловой подготовки нефти и газа»
Выполнил:
ст. гр. З-5201
Гречишников И.Н.
Проверил:
доц., к.х.н.
Бешагина Е.В.
Томск
2015
1. Исходные данные
. Провести расчет
процесса каплеобразования при следующих условиях:
расход нефти 120620 кг/ч,
обводненность нефти на входе
15% масс.,
концентрация деэмульгатора
0,002% масс.,
и определить расстояние, на
котором необходимо установить дозатор деэмульгатора.
. Исследовать влияние
массового расхода нефти на максимальный диаметр капель, на время необходимое
для полного перемешивания деэмульгатора(C=0,001).
G, кг/ч
|
100620
|
110620
|
120620
|
. Исследовать влияние
концентрации деэмульгатора на поверхностное натяжение, длину коалесцирующей
секции, максимальный диаметр капель(G=120620).
С,
% масс.
|
0,0011
|
0,0021
|
0,0031
|
Рисунок 1 - Зависимость
диаметра капель от массового расхода нефти
Рисунок 2 - Графическая
зависимость максимального диаметра капель от концентрации деэмульгатора
Рисунок 3 - Зависимость
поверхностного натяжения от концентрации деэмульгатора
Рисунок 4 - Влияние
концентрации деэмульгатора на длину коалисцирующей секции
Вывод
В результате проведенной
лабораторной работы был проведен расчёт процесса коалисценции водонефтяной
эмульсии. Произведён расчёт расстояния на которое необходимо установить дозатор
деэмульгатора - 1049,119 м.
Было показано, что с
увеличением расхода нефти на входе в каплеобразователь максимальный диаметр
капель, которые могут существовать в смеси уменьшается.
Установлено, что при увеличении
концентрации деэмульгатора с 0,0011 до 0,0031, значение поверхностного
натяжения, длина коалисцирующей секции и максимальный диаметр капель
уменьшается.
2. Исходные данные
Провести расчет процесса
отстаивания при следующих условиях:
расход нефти 100620 кг/ч,
обводненность нефти на входе
15% масс.,
и определить обводненность
нефти на выходе из аппарата.
Исследовать влияние массового
расхода нефти на конечную обводненность нефти (W0=15%,
T=40оС).
G, кг/ч
|
100620
|
110620
|
120620
|
Исследовать влияние начальной
обводненности на конечную обводненность нефти (G=100620,
T=40оС).
W0, % масс.
|
5
|
8
|
10
|
13
|
17
|
20
|
Исследовать влияние температуры
в аппарате на конечную обводненность нефти (G=100620,
W0=15%).
Рисунок 6 - Зависимость
конечной обводнённости нефти от начальной обводнённости
Как видно из графика,
увеличение начальной обводнённости приведет к возрастанию конечной
обводнённости. Дальнейшее увеличение обводнённости приведёт к уменьшению
конечной обводнённости.
Рисунок 7 - Зависимость
конечной обводнённости нефти от температуры
Вывод:
В результате проделанной работы
было показано, что увеличение температуры процесса отстаивания приведёт к
уменьшению обводнённости нефти. При возрастании массового расхода нефти
конечная обводнённость будет расти.
Рассчитали и построили два
графика: с постоянным давлением(P=0,3МПа)
и с постоянной температурой(T=25C)
к конечной обводненности.
Рисунок 8 - Зависимость
конечной обводнённости нефти от температуры
Рисунок 9 - Зависимость
конечной обводнённости нефти от давления
Вывод: Изучили
технологическую схему, технологические режимы работы промышленной установки,
принцип работы основного оборудования.
При исследовании влияния
технологических параметров на выход и качество подготовки товарных продуктов,
выяснили, что при увеличении давления или температуры, конечная обводненность
нефти уменьшается.
коалесценция
нефтяной эмульсия дозатор
3. Исходные данные
. Рассчитать процесс
подготовки сырого газа на установке комплексной подготовки газа и проверить
соответствие товарной продукции требованиям ГОСТ.
Дата отбора 29.03.2002
Вещество
|
Содержание,
% молн.
|
CO2
|
0,77
|
AZOT
|
2,92
|
CH4
|
85,6
|
C2H6
|
3,52
|
C3H8
|
2,95
|
I-C4
|
0,89
|
C-4
|
1,06
|
I-C5
|
0,56
|
C-5
|
0,38
|
OST
|
1,33
|
H2O
|
0,02
|
CH3OH
|
0,005
|
Расход,
м3/ч
|
204873
|
. Составить общий
материальный баланс установки.
. Составить материальный
баланс РЖ-2.
. Исследовать влияние
изменения давления в 3-ем сепараторе 3,25¸3,45 МПа (с шагом
0,1 МПа) на долю отгона, содержание С3+, С5+
Обработка
полученных результатов
Рис. 10 - Влияние изменения
давления в сепараторе 3 на выход пропановой фракции
Рис. 11 - Влияние изменения
давления в сепараторе 3 на выход пентановой фракции
Было рассчитано, что точка росы
по углеводородам составит - 10,78оС, т.к. отбор проводился в марте,
т.е. в зимний период (точка росы - 10 оС), то можно говорить что
разгазированный газ требуемого качества.
Материальный баланс
УКПГ.
|
потоки
|
Плотность,
кг/м3
|
Расход,
кг/ч
|
Вода
+ метанол, кг/час
|
расход
газа, нм3/час
|
|
|
вход
|
газ
|
конденсат
|
вход
|
газ
|
конденсат
|
доля
отгона
|
|
|
Сепаратор
|
1
|
0.803
|
704.31
|
175491.5
|
162238.8
|
13241.72
|
0.985
|
|
201918.5
|
|
2
|
342.96
|
0.791
|
521.87
|
162238.8
|
157705.5
|
4529.14
|
0.988
|
|
199316.6
|
|
3
|
343.74
|
0.771
|
524.62
|
165607.8
|
153164.1
|
12443.52
|
0.968
|
|
198571.6
|
РЖ
|
1
|
704.31
|
0.787
|
714.24
|
13241.72
|
165.01
|
13067.58
|
0.069
|
9.13
|
209.62
|
|
2
|
592.54
|
1.393
|
660.41
|
30040.18
|
7737.28
|
22274.83
|
0.471
|
26.48
|
5555.72
|
Составим
материальный баланс установки разделения жидкости №2.
Жидкая фаза из РЖ-1 + Жидкая
фаза из С-2 + Жидкая фаза из С-3 = сумме жидкой и газовой фаз на выходе из РЖ-2
.58+9.13+4529.14+12443.52=7737.28+22274.83+26.48
.37 кг/ч =30038,59 кг/ч
Отклонение составляет 10.78
кг/ч.
Материальный баланс
установки.
Пластовый газ = сухой газ +
нестабильный конденсат
.5= 153164.1 + 22274.83
.5 кг/ч = 175438,9 кг/ч
Отклонение составляет 52,6
кг/ч.
В результате проведенной работы
была рассчитана установка подготовки газов, рассчитана точка росы по
углеводородам -10,78оС, составлен материальный баланс РЖ2 и всей
установки.