11.3. Технологическая схема установки стабилизации нефти

Нефти с высоким содержанием углеводородных газов могут подвергаться стабилизации на установке, принципиальная схема которой приведена на рис. 11.3.

Рис. 11.3. Принципиальная технологическая схема установки стабилизации нефти:

I – нестабильная нефть; II – сухой газ; III – сжиженный газ; IV – стабильный бензин; 4, 14 – ректификационные колонны; 6 – трубчатая печь; 2, 13 – теплообменники; 3 – паровой подогреватель; 5, 15 – конденсаторы-холодильники; 19 – паровой подогреватель; 20 – водяной холодильник; 9 – аппарат воздушного охлаждения; 10 – газоводоотделитель; 11, 17 – дроссели; 16 – сепаратор; 1, 8, 9, 12, 18 – насосы

Нестабильная нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2, затем паровой подогреватель 3 и при температуре около 60°С подаётся под верхнюю тарелку первой стабилизационной ректификационной колонны 4. В этой колонне 16…26 желобчатых тарелок, давление 0,3…0,5 МПа. Повышенное давление необходимое для того, чтобы в качестве хладагента в конденсаторе-холодильнике 5 можно было использовать воду.

Нефть, переливаясь с тарелки на тарелку сверху вниз, встречает более нагретые пары и освобождается от лёгких фракций. Температура низа колонны 4 составляет 130…150°С и поддерживается за счёт циркуляции стабильной нефти через печь 6 насосом 7.

Стабильная нефть с низа колонны 4 насосом 8 прокачивается сначала через теплообменник 2, где отдаёт своё тепло нестабильной нефти, затем через аппарат воздушного охлаждения 9 уходит с установки.

Смесь газов и паров, выходящая с верха колонны 4, охлаждается в конденсаторе-холодильнике 5 и поступает в газоводоотделитель 10. Несконденсировавшиеся метан и этан с верха аппарата 10 выводятся с установки через дроссель 11 как сухой газ.

Вода отводится с низа аппарата 10, а верхний углеводородный слой забирается насосом 12, прокачивается через теплообменник 13, где нагревается до 70°С и поступает во вторую стабилизационную ректификационную колонну 14. В колонне 30…32 желобчатых тарелки, давление 1,3…1,5 МПа. Газ с верха колонны 14 поступает в водяной конденсатор-холодильник 15, где конденсируются в основном пропан и бутаны с последующим отделением конденсата в сепараторе 16 от метана и этана, которые отводятся с установки через дроссель 17 как сухой газ.

Часть сжиженного газа из сепаратора 16 подаётся как орошение в колонну 14 насосом 18 для поддержания температуры верха колонны в пределах 40…50°С. Остальное количество в виде сжиженного газа уходит с установки.

Температура низа колонны 14 составляет 120…130°С и поддерживается циркуляцией стабильного бензина через паровой подогреватель 19. Стабильный бензин отдаёт своё тепло в теплообменнике 13, затем охлаждается в водяном холодильнике 20 и отводится с установки.

Если в нефти менее 1,5% растворённых газов, на установке достаточно одной стабилизационной колонны.

12. Технологический расчёт установки подготовки нефти

12.1. Исходные данные

В таблицах 12.1 и 12.2 приведены исходные данные для расчёта.

Таблица 12.1

Мольный состав пластовой нефти

Компонент	Содержание компонента, % мольн.
N2	0,30
СО2	0,51
СН4	23,48
C2H6	4,32
C3H8	6,62
i-C4H10	1,05
n-C4H10	3,81
i-C5H12	1,27
n-C5H12	2,14
С6Н14 и выше	56,5

Таблица 12.2

Исходные данные для расчёта

Параметр	Единица измерения	Значение параметра
Расчётная производительность установки по товарной нефти	млн т/год	3
Содержание воды в пластовой нефти	% масс.	30
Содержание воды в товарной нефти, не более	% масс.	0,2
Молекулярная масса пластовой нефти	кг/кмоль	142
Молекулярная масса товарной нефти	кг/кмоль	205
Плотность товарной нефти при 20оС	кг/м3	869
Плотность пластовой воды при 20оС	кг/м3	1004
Кинематическая вязкость товарной нефти:
при 20оС	мм2/с	15
при 50оС	мм2/с	5

В расчёте предусмотрим следующую последовательность стадий подготовки нефти:

1. Первая ступень сепарации нефти при температуре 25^оС и давлении 0,6 МПа.

2. Предварительное обезвоживание нефти в отстойнике.

3. Нагрев нефти в печи до температуры 50^оС.

4. Вторая ступень сепарации нефти при давлении 0,3 МПа.

5. Глубокое обезвоживание нефти в электродегидраторе.

6. Конечная сепарация нефти.