КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ И МОДЕЛИРОВАНИЕ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ И ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ. Оленев Ярослав

КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ И МОДЕЛИРОВАНИЕ УСТАНОВОК
ПОДГОТОВКИ И ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ.
Оленев Ярослав
Муниципальное общеобразовательное учреждение лицей при ТПУ
Томская область, г.Томск.
Руководитель: Юрьев Е.М., доцент кафедры ХТТ ИПР ТПУ
В настоящее время нефть – основной источник энергии в большинстве
стран мира. На топливах, полученных из нефти, работают двигатели
сухопутного, водного и воздушного транспорта, поднимаются космические
ракеты, вырабатывается электроэнергия на тепловых электростанциях.
Повышенный интерес к нефти, как сырью органического синтеза,
повлек за собой более глубокое изучение ее состава и свойств, а также
совершенствование существующих и разработку новых приемов переработки
и транспортировки нефти.
Нефть сложная дисперсная система, при выходе со скважины она
представляет собой смесь попутного газа, жидкой нефти и воды. Для
дальнейшей транспортировки и переработки, нефть необходимо отделить от
побочных фаз. Для этого на каждом месторождении стоит Установка
Подготовки Нефти (УПН). Ее задача подготовить нефть для дальнейшей
транспортировки на завод переработки, при этом нефть выходящая с УПН
должна удовлетворять стандартным нормам для нефти.
Подготовка нефти на промысле — задача технологически сложная,
требующая соблюдения условий и проведение множества расчётов.
Целью настоящей работы является: комплексный анализ образца
нефти, Арчинского месторождения, определение качественный показатель
нефти, смоделировать схему подготовки на промысле.
Задачи научно-исследовательской работы:
 Определить: обводненность нефти, фракционный состав, вязкость и
молярную массу.
 Проанализировать полученные данные, оценить качество нефти и
классифицировать нефть в соответствии с ГОСТ.
 Создать модель Установки подготовки нефти (УПН), определить
режим работы, расход энергии. Определить комплексный состав УВпотока с УПН.
 Определить фракционный потенциал нефти.
Согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технологические
условия». Подготовленная нефть должна обладать рядом качественных
характеристик, основными из которых являются: содержание воды (не
должно превышать 1%, наилучший вариант содержание воды не менее 0,5%)
и давление насыщенных паров (которое должно быть не более 66,6 кПа).
Существуют и другие нормативные показатели, устанавливаемые в ГОСТ
(например, содержание хлористых солей, кислотное число и т.д.), но для
Арчинской нефти они не анализировались и в современных программах
моделирования нефти их сложно учесть. Кроме того, для высоковязкой
Арчинской нефти чрезвычайно важно поддерживать высокую температуру,
обеспечивающую низкую кинематическую вязкость. Таким образом,
необходим инструмент для моделирования физико-химических процессов,
которые протекают при подготовке сырой нефти.
Одним из наиболее распространённых современных моделирующих
продуктов является Aspen HYSYS. Он и будет нашим «инструментом» для
моделирования процессов протекающих на установке.
Aspen HYSYS. Представляет собой интегрированную систему,
позволяющую рассчитывать как стандартные так и динамические режимы
работы, с разными термодинамическим моделями. Одни и те же объекты
можно рассчитать с разной детализацией. Целый ряд существенных
компонентов, которые в ходят в программу ХАСИС, делают ее мощным
инструментом моделирования. Прежде всего сюда относятся весьма
обширный список моделируемых технологических операций и большое
количество методов расчета фазового равновесия и свойств, что позволяет
надежно рассчитывать широкий класс технологических объектов.
Моделирование Объекта можно разбить на два этапа:
1. Комплексный анализ нефти. Определение Фракционного состава,
вязкости при 2 температурах (20°С; 50°С), давление при 2
температурах (20°С; 50°С), молярную массу. Характеризуем нефть.
На основе результатов создаем список компонентов и выбираем
термодинамический пакет.
Список
компонентов содержит
индивидуальные компоненты (от С1 до С4 и воду) и псевдо
компоненты, представляющие жидкие углеводороды в нефтяной
смеси (от С5 и выше).
2. Моделирование схемы. Определение основных режимов, которые на
выходе будут давать нефть, удовлетворяющую всем притериям
сдачи.
Проводим комплексный анализ нефти. Исследуемая нефть, принадлежит
Арчинскому месторождению, возраст нефтяного пласта относительно
маленький, глубина скважины 2200 м, это характеризует ее как тяжелую
нефть. В лаборатории проводим эксперименты на определение
основных реологических параметров.
Обводненность.
Определение содержания воды в нефти проводилось в соответствии с
ГОСТ 2477-65. Результаты опыта приведены в таблице 1
Таблица 1. Результаты опыта по определению содержания воды.
Месторождение
Арчинское
Масса пустого
цилиндра, г
116,35
Масса цилиндра с
навеской нефти, г
171,6
Масса нефти, г
55,25
Объем воды в Содержание воды
ловушке, мл
в нефти, %
1,7
3,08
Как видно из результата эксперимента, данный образец не является
обезвоженным и представляет собой скважинную жидкость, не прошедшую
установку подготовки нефти. Для ее дальнейшего транспортирования и
переработки требуется уменьшение содержания воды минимум до 1,0 % (по
требованиям ГОСТ Р 51858-2002).
Для проведения дальнейших экспериментов нефть была подвергнута
обезвоживанию хлоридом кальция.
Фракционный состав.
Одной из основных характеристик нефти является фракционный состав.
От этого состава зависит «потенциал» нефти, его ценность, и необходимость.
Фракционный состав дает представление о количественном содержании
бензиновых, керосиновых и масляных фракций. Данные по фракционному
составу позволяют сравнить нефти различных месторождений или различных
тектонических блоков, а также могут использоваться в геохимическом плане.
Определять
фракционный
состав
мы
будем
с
помощью
фракционирования в соответствии с ГОСТ 2177-99. Фракционированием
называется разделение сложной смеси компонентов на смеси более простого
состава. Основным методом фракционирования является разделение по
температурам кипения, т.е. перегонка на стандартном аппарате для разгонки
нефтепродуктов АРНС.
Результаты разгонки исследуемой нефти приведены в таблице 2.
Таблица 2. Результаты разгонки исследуемой нефти.
Арчинская
Температура Отгона
Разгонка (%)
70
0
100
5
120
6
150
8
160
9
180
13
200
16
220
19
240
22
260
26
280
31
300
36
По результатам разгонки можно сделать выводы, что Арчинская нефть
относятся к нефтям четвертого типа (в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002).
Вязкость.
Вязкость – свойство жидкостей оказывать сопротивление перемещению
одной их части относительно другой. Вязкость пластовой нефти
характеризует степень подвижности флюида. Это важный параметр, от
которого зависит эффективность процесса транспортировки и переработки.
Вязкость нефти напрямую зависит от температуры и газосодержания. Также
между плотностью и вязкостью существует прямая зависимость — так легкая
нефть менее вязкая.
Кинематическая вязкость определялась в соответствии с ГОСТ 33-82 в
вискозиметрах Пинкевича.
Проводим испытания при температуре нефти 20℃, и при температуре
50℃. Результаты заносим в таблицу 3.
Таблица 3. Кинематическая вязкость исследуемой нефти
Тип Нефти
Арчинская
Номер
вискозиметра
Время истечения,
опыт №1, сек.
4893
0,1031
504,1
Время истечения, Время истечения, Среднее время
опыт №2, сек.
опыт №3, сек.
истечения, сек.
Вязкость,
мм2/сек
Температура 20 ℃
68,2
493
68,3
Температура 50 ℃
68,3
498,55
51,4
68,27
7,038
Как видно из результатов эксперимента, с ростом температуры вязкость
нефти снижается. Так как стандартизированной классификации нефтей по
вязкости не существует, можно лишь косвенно оценить качество нефти по
результатам исследований их вязкости. Очевидно, что Арчинская нефть
высоковязкая, такая в лабораторных исследованиях встречается
относительно редко и на производстве требует больших затрат.
Плотность
Плотности нефтей, добытых из нефтеносных пластов различного
геологического возраста и, соответственно, с различных глубин, существенно
различаются. В большинстве случаев, чем больше геологический возраст,
тем нефть имеет меньшую плотность. Для определения плотности нефтей
используется экспрессный метод анализа, соответствующий ГОСТ 3900-85, с
использованием ареометра.
Измеряем плотность Арчинского месторождения при температуре 20 и
50℃. Результаты заносим в таблицу 4.
Таблица 4. Плотность Арчинской нефти
Арчинское месторождение
Плотность
при t=20℃
при t=50℃
(Кг/м3)
857,4
837,4
Таким образом, нефть Арчинского месторождения относится к типу 2,
однако предыдущие исследования фракционного состава показали для этой
нефти тип 4. В соответствие с ГОСТ Р 51858-2002, если по одному из
показателей (плотности или выходу фракций) нефть относится к типу с
меньшим номером, а по другому - к типу с большим номером, то нефть
признают соответствующей типу с большим номером. Значит, Арчинской
нефти соответствует тип 4.
Молекулярная масса.
Согласно определению, молекулярная масса является фундаментальной
характеристикой любого индивидуального вещества. Для смесей сложного
многокомпонентного состава она имеет опосредованное значение. Однако, в
химической технологии и в нефтепереработке, в частности, значение
молекулярной массы используют при технологических и тепловых расчётах,
при определении структурно-группового состава фракций и т.д.
Определение молярной массы по методикам ВНИПИнефть с
использованием термометра Бекмана.
M=244
Моделирование.
На первом этапе нами были введены основные данные об Арчинской
нефти, для ее характеризации в нефтяном пакете Aspen HYSYS. Зная данные
об обводненности и предполагая, какие аппараты мы можем использовать
при разделении сырой нефти на подготовленную нефть, газ и воду, нами
была составлена схема подготовки нефти и предложены режимы ведения
процесса.
Технологическая схема ведения
теплообменник и сепаратор (см. рис.1).
процесса
включает
в
себя
Рис.1 Технологическая схема УПН
Условные обозначения:
 Потоки:
 Crude Oil – сырая нефть
 Water for balance – вода
для баланса
 Real Oil – реальная
сырая нефть
 Warm Oil – подогретая
нефть
 Gas - газ
 Liquid
phase
–
подготовленная нефть
 Water – вода
 energy – подводимая
энергия.
 Оборудование:
 Mixture - смеситель
 Exchanger
теплообменник
 Separator – сепаратор
Смеситель необходим для создания эффекта обводненности нефти.
Теплообменник предназначен для поддержания температуры на уровне
не менее 60°С, чтобы обеспечивать низкую вязкость нефти при ее транспорте
в сепаратор перед разделением. Трехфазный сепаратор служит для
разделения сырой нефти на воду, подготовленную нефть и газ.
Режим работы аппаратов
Теплообменник: Мощность 115 кВ; Потребляет 4,136*105 кДж/ч;
Гидравлическое сопротивление 600 Кпа; Объем 0,1 м3; обеспечивает нагрев
нефти до 60°С.
Сепаратор: Объем 50 м3; Гидравлическое сопротивление 30 Кпа; обмена
тепла с окружающей средой нет.
Характеристики потоков
Давление
Температура Вязкость
Содержание
насыщенных
(°С)
(сСт)
воды (%)
паров (КПа)
Real Oil
40
14,43
31,02
3,08
Warm Oil
60
4,499
31,02
3,08
Gas
60
—
—
0
Water
60
—
—
99,99
Liquid phase
60
4,15
31,02
0,01
Таким образом, подготовленная по предложенной схеме нефть
удовлетворяет требованиям ГОСТ по показателям «давление насыщенных
паров» и «содержание воды» и характеризуется приемлемой для
транспортировки вязкостью.
Потенциал этой нефти по производству товарных
рассчитанный с помощью Aspen HYSYS, приведен в таблице 5:
Таблица 5. Потенциал Арчинского месторождения.
Бензин (72-180 °С)
Керосин
Легкая дизельная фракция
Тяжелая дизельная фракция
Атмосферный газойль
Мазут
Массовое содержание, %
12,9
9,2
11,5
12,5
7,5
46,5
продуктов,
ВЫВОДЫ
Проделав комплексный анализ нефти, и оценив ее потенциал с помощью
программы ХАСИС. Мы можем судить о качестве нефти, стоит заметить, что
вязкость Арчинской нефти обусловлена высоким содержанием компонентов
мазута, и поэтому данная нефть относится к битуминозной нефти (нулевого
типа). На Основе полученных данных мы смоделировали модель УПН, и
смогли определить режим работы оборудования при котором на выходе, мы
получаем нефть удовлетворяющую параметры ГОСТ-а.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Государственный стандарт Российской Федерации. Нефть. Общие
технические условия. Госстандарт России. РАЗРАБОТАН Институтом
проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР), ОАО «Всероссийский научноисследовательский институт по переработке нефти» (ОАО «ВНИИНП»).
2 В.Н. Эрих, М.Г. Расина, М.Г. Рудин.\ Химия и технология нефти и
газа. 1985г.
3. А.И. Богомолов, М.Б. Темянко, Л.И. Хотынцева.\ Современные
методы исследования нефтей. Справочно-методическое пособие. 1984г.
4. И.Н. Дияров, И.Ю. Батуева, А.Н. Садыков, Н.Л. Солодова.\ Химия
нефти. Руководство к лабораторным занятиям. 1990г.