Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти

Моделирование ситеми управления процессом сепарации нефти на базе нечеткой логики

Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти
Тарас Гарасымив

Михаил Иванович Горбийчук, заведующий кафедрой, доктор технических наук, профессор

Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, Украина

Участник конференции

УДК 62-529

Предметом исследования является моделирование и  анализ работы  системы управления процессом сепарации нефти  на основе нечеткого регулятора при наличии возмущающих факторов в резервуаре.

  Такая система управления обеспечивает необходимую эффективность процесса сепарации путем стабилизации основных режимов параметров— уровня нефти, уровня распределения фаз нефть-вода и давления газа в сепараторе.

Ключевые слова:  математическая модель, нечеткая логика, терм, нечеткиепродукции.

The article of research are a design and  analysis work  of automated control system of separating process of oil with usage of fuzzy logic at presence of revolting factors in a reservoir.

  Such control system provides necessary efficiency of process of separation by stabilizing the basic modes of параметрів— oil level, level of distribution of phases oil-water and pressure of gas in a separator.

Keywords:  a mathematical model, fuzzy logic, therm, fuzzy products.

Научная проблема управления нелинейными динамическими объектами является одной из ключевых в современной теории управления. Это объясняется тем, что многие объекты управления относятся к классу плохо определенных объектов, которые имеют нелинейные статичные и динамические характеристики. К таким объектам относятся и сепараторы нефти.

Для управления такими объектами методы классической теории управления и теории адаптивных систем чаще всего оказываются неэффективными, поскольку основываются в основном на предположении о линейности объекта.

В связи с этим  в последние два десятилетия  для  решения  задач управления все более широкое приложение находят методы, которые основаны на аппарате нечеткой логики и системах нечеткого выведения [1]. Предметом исследования является синтез и  анализ работы  системы управления процессом сепарации нефти  на основе нечеткого регулятора при наличии возмущающих факторов в резервуаре.

Структурная схема процесса сепарации как объекта автоматического управления показана на рис. 1.

Рисунок 1 — Структурная схема процесса сепарации  как объекта автоматического управления

Величини— давление газа в сепараторе РГ; уровень нефти НН и уровень воды НВ в резервуаре — образуют группу исходных величин(переменные состояния объекта ); входные величины разбиты на две группы — управляющие влияния(u1, u2, u3 ) и основные возмущения-давления в трубопроводах Р1, Р2, Р3.

Математическая модель процесс сепарации нефти задается следующей системой нелинейных уравнений [2]:

где  величины ?1, R1, R2, R3 — характеризуют содержимое воды и газа в сырой нефти, постоянные;

Р1, Р2, Р3 — основные возмущения-давления в трубопроводах;

?Н и ?В — плотности нефти и воды;

?i(uі) — гидравлические опоры клапанов;

Ui — сигналы(управляющие влияния), которые подаются на регуюючі органы;

РГ  — давление газа в сепараторе;

НН- уровень нефти;

НВ — уровень воды;

?Г — коэффициент сепарации газа.

?Н — коэффициент сепарации нефти;

?В — коэффициент обезвоживания нефти;

? — гидравлическое сопротивление выходного трубопровода;

?П  — расстояние от дна резервуара к месту отсоединения исходного трубопровода;

V0 — объем сепаратора

?В — степень заполнения сепаратора подтоварной водой;

?С — степень заполнения сепаратора жидкой фазой;

,

?Г — молярная масса газа; RГ — его газовая постоянная; Т — температура газа в градусах Кельвина.

Исследования сепарационной установки как объекта автоматического управления, показали что обеспечить необходимую эффективность процесса сепарации можно путем стабилизации основных режимов параметров— уровня нефти, уровня распределения фаз нефть-вода и давления газа в сепараторе.

Для решения этой задачи была построена база правил соответствующей системы нечеткого вывода, которая включает 15 правил нечетких продукций.

Для формирования базы правил систем нечеткого вывода были определены входные и исходные лингвистические переменные.

Как одну из входных лингвистических переменных используем уровень нефти в сепараторе   (РН) : ?1 — «уровень нефти в сепараторе РН», а как вторую входную лингвистическую переменную ?2 — «давления газа в сепараторе ТГ».

Как исходную лингвистическую переменную используем уровень распределения фаз нефть-вода: ?3 — «уровень распределения фаз нефть-вода». Для сокращения записи правил используются символические обозначения (таблица 1).

Как терм-множества первой лингвистической переменной использованы  множество оси = («очень низкий», «низкий», «в пределах нормы», «высокий», «очень высокий»}, или в символьном виде:

?1={NB, NS, Z, ZP, ZB}.

Как второе терм-множество второй лингвистической переменной использовано множество:

?2={NS, Z, ZP}.

Как терм-множество исходной лингвистической переменной использовано множество ?3 ={«очень низкий», «низкий», «не очень низкий», «нулевой уровень», « не очень высокий», «высокий», «очень высокий»)} или в символическом виде ?3={NB, NM, NS, Z, ZP, PM, PB}.

Таблица 1 — Общепринятые сокращения для значений основных термов лингвистических
переменных в системах нечеткого вывода

Символическое обозначениеАнглоязычная нотацияРусскоязычная нотация
NBNegative BigНегативное большое
NMNegative MiddleНегативное среднее
NSNegative SmallНегативное малое
ZNZero NegativeНегативноеблизкое к нулю
ZZeroНоль
ZPZero PozitiveПозитивноеблизкое к нулю
PSPozitive SmallПозитивное малое
PMPozitive MiddleПозитивное среднее
PBPozitive BigПозитивное большое

В нем случаю система нечеткого вывода содержит 15 правил нечетких продукций такого вида :

Моделирование системи управления процессом сепарации нефти с использованием нечеткого регулятора (Reguliator U) проводилась  с использованием графических сред системы MATLAB.

С этой целью в редакторе FIS определены две входных переменной с именами «Riv _ nafta»(уровень нефти) и «Tusk _ gazy»(давление газа) и одну исходную переменную с именем «Riv _ faz»(уровень распределения фаз нефть-вода).

Воспользовавшись редактором функций належностей Matlab и введя соответствующие числовые параметры, которые заданы в условных величинах, получены функции принадлежности термов для каждой из переменных системы нечеткого вывода(рис. 2).

Рисунок 2 — Графический интерфейс редактора функций принадлежности
после задания входной переменной «Riv _ nafta»

После введения правил в редакторе правил  системы Matlab, можно выполнять оценку построенной системы нечеткого вывода для задачи автоматического управления сепаратором нефти.  При значениях уровня нефти в резервуаре 0,427 относительных единиц, давлению газа 0,605 и.о., получим значение исходной переменной(уровень фаз нефть-вода) 0.39 в.о   (рис. 3).

Рисунок 3 — Графический интерфейс программы просмотра
правил после выполнения процедур нечеткого вывода

Сравнение значений нечеткого вывода для разных значений входных переменных, полученных в результате числовых расчетов и с помощью разработанной нечеткой  модели Matlab, свидетельствует о доброй согласованности модели и подтверждает ее адекватность в рамках модели, которая рассматривается.

Литература:

1. Ивахненко А. Г. Индуктивный метод самоорганизации моделей сложных систем: монография / А. Г. Ивахненко. – К.: Наукова думка, 1981. – 296 с.

1. Рыжов А.П. Элементы теории нечетких множеств и её приложений/ А.П. Рыжов -Москва.: Диалог, 2003. — 81 с.

2. Горбійчук М.І. Моделювання об'єктів і систем керування в нафтовій та газовій промисловості : Навчальний посібник., Ч.1 / М.І. Горбійчук — Івано-Франківськ : ІФДТУНГ, 1999. — 149 с.

3. Леоненков А. В. Нечеткое    моделирование    в    среде    MATLAB    и fuzzyTECH / А.В. Леоненков. — БХВ-Петербург, 2003. — 704 с.

4. Семенцов Г.Н., Чигур І.І., Шавранський М.В., Борин В.С. Фазі-логіка в системах контролю. Навчальний посібник / Г.Г. Семенцов. – Івано-Франківськ.:ІФНТУНГ,2002 – 70 с.

Источник: https://gisap.eu/ru/node/17878

Составление математической модели колонны стабилизации на примере НГДУ «Альметьевнефть» С.А.УКПН

Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти

  • 17 сент. 2013 г.
  • 5315 Слова

Министерство образования и науки РТ Альметьевский государственный нефтяной институт Кафедра «Автоматизации и информационных технологий» КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине: «Моделирование систем» на тему: «Составление математической модели колонны стабилизации на примере НГДУ «Альметьевнефть» С.А.

УКПН» Студента: Научный руководитель: Тугашова Л. Г.Альметьевск 2012 Введение……………………………………………………………………………….3 I. Теоретическая часть…………………………………………………………………4 1. Описание технологической схемы установки комплексной подготовки нефти НГДУ «Альметьевнефть»………………………………………………….4 2. Описание технологического процесса…………………………………………5 3.

Характеристика оборудования, использеумого в подготовкенефти…………6 II. Расчетная часть……………………………………………………………………..7 1. Составление статистической модели объекта…………………………………7 2. Регриссионый и корреляционый анализ, множественная корреляция………9 3. Уравнение динамики……………………………………………………………26 4. Материальный баланс колонны ректификации……………………………….28 5.

Тепловой баланс ректификационной колонны………………………………..31 6. Оптимизация. Методзолотого сечения………………………………………..33 Заключение…………………………………………………………………………….

35 Список литературы……………………………………………………………………36 Введение Моделирование представляет собой процесс замещения объекта исследования некоторой его моделью и проведение исследований на модели с целью получения необходимой информации об объекте.

Модель — этофизический или абстрактный образ моделируемого объекта, удобный для проведения исследований и позволяющий адекватно отображать интересующие исследователя физические свойства и характеристики объекта.

Удобство проведения исследований может определяться различными факторами: легкостью и доступностью получения информации, сокращением сроков и уменьшением материальных затрат на исследование и др.

Математическое моделирование позволяет посредством математических символов и зависимостей составить описание функционирования технического объекта в окружающей внешней среде, определить выходные параметры и характеристики, получить оценку показателей эффективности и качества, осуществить поиск оптимальной структуры и параметров объекта.

Применение математического моделирования при проектировании в большинстве случаевпозволяет отказаться от физического моделирования, значительно сократить объемы испытаний и доводочных работ, обеспечить создание технических объектов с высокими показателями эффективности и качества. I. Теоретическая часть 1.

Описание технологической схемы установки комплексной подготовкинефти НГДУ «Альметьевнефть» Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Доведение добытой сырой нефти до товарных кондиций происходит в установках комплекснойподготовки нефти. В УКПН, помимо обезвоживания, сероочистки и обессоливания нефти, осуществляется ее стабилизация, то есть отделение в специальных стабилизационных колоннах легких фракций.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины поиндивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий…

Читайте полный текст документа

Чтобы читать весь документ, зарегистрируйся.

{«thumb_default_size»:»160×220″,»thumb_ac_size»:»80×110″,»isPayOrJoin»:false,»essayUpload»:true,»site_id»:4,»autoComplete»:false,»isPremiumCountry»:false,»userCountryCode»:»»,»logPixelPath»:»\/\/www.smhpix.com\/pixel.gif»,»tracking_url»:»\/\/www.smhpix.com\/pixel.

gif»,»cookies»:[],»essay»:{«essayId»:58822464,»categoryName»:»Разное»,»categoryParentId»:null,»currentPage»:1,»format»:»text»,»pageMeta»:{«text»:{«startPage»:1,»endPage»:22,»pageRange»:»1-22″,»totalPages»:22}},»access»:»free»,»title»:»Составление математической модели колонны стабилизации на примере НГДУ «Альметьевнефть» С.А.УКПН»,»additionalIds»:[],»additional»:[],»loadedPages»:{«html»:[],»text»:[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17,18,19,20,21,22]}},»user»:null,»canonicalUrl»:»https:\/\/www.skachatreferat.ru\/referaty\/Составление-Математической-Модели-Колонны-Стабилизации-На\/346608.html»,»pagesPerLoad»:50,»userType»:»member_guest»,»ct»:0,»ndocs»:»400.000″,»pdocs»:»»,»cc»:»10_PERCENT_1MO_AND_6MO»,»signUpUrl»:»\/join.php»,»joinUrl»:»\/join.php»,»payPlanUrl»:null,»upgradeUrl»:»\/contribuir?newuser=1″,»freeTrialUrl»:null,»showModal»:null,»showModalUrl»:null,»joinFreeUrl»:»\/contribuir?newuser=1″,»siteId»:4,»»:{«clientId»:»»,»version»:»v2.9″,»language»:»ru_RU»},»analytics»:{«googleId»:»UA-18439311-1″}}

Источник: https://www.skachatreferat.ru/referaty/%D0%A1%D0%BE%D1%81%D1%82%D0%B0%D0%B2%D0%BB%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5-%D0%9C%D0%B0%D1%82%D0%B5%D0%BC%D0%B0%D1%82%D0%B8%D1%87%D0%B5%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B9-%D0%9C%D0%BE%D0%B4%D0%B5%D0%BB%D0%B8-%D0%9A%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D0%BD%D0%BD%D1%8B-%D0%A1%D1%82%D0%B0%D0%B1%D0%B8%D0%BB%D0%B8%D0%B7%D0%B0%D1%86%D0%B8%D0%B8-%D0%9D%D0%B0/346608.html

Технологические схемы стабилизации нефти

Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти

Процессы подготовки нефти — это обезвоживание, обессоливание, а также стабилизация нефти.

Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабагывающего завода, а также позволяет получать ценное сырье для нефтехимии.

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

При горячей, или вакуумной, сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропан-бутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть, используют следующие процессы:

1) однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

3) абсорбциюили ректификацию.

При стабилизации нефти ректификацией всю нефть подвергают процессу ректификации, при этом обеспечивается четкое разделение углеводородов и достигается заданная глубина стабилизации нефти.

Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей cепарацией и однократной конденсацией широкой газовой фракции приведена на рис.1.

Сырая нефть I насосом 1 подается в теплообменник 3 и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 4, поступает на стабилизацию.

При этом обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в пароподогревателе 5 до температуры 80—120 °С и подвергается однократному испарению в сепараторе 6 при давлении 0,15—0,25 МПа, где от нее отделяется широкая газовая фракция.

Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть III, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3, где отдает тепло сырой нефти, и направляется в резервуар 2 стабильной нефти, Широкая газовая фракция IV, отделяемая от нефти в

сепараторе 6, подвергается однократной конденсации, для чего охлаждается в холодильнике 8 до температуры 30 °С, при этом конденсируются высокомолекулярные (?) углеводороды II (бензин), которые отделяются от газа в сепараторе 9, собираются в емкости бензина 10 и насосом 11 возвращаются в стабильную нефть для восстановления ее бензинового потенциала. Газ, выходящий из сепаратора 9, поступает на прием компрессора 12, в котором повышается давление газа до 0,5—1,7 МПа, в зависимости от расстояния до газоперерабатывающего завода. После компрессора газ проходит маслоотделитель 13, где отделяется смазочное масло VII, уносимое газом из компрессора, конденсатор-холодильник 14 и сепаратор 15, в котором отделяется сконденсировавшийся в результате сжатия и охлаждения нестабильный конденсат VI. Нестабильный конденсат собирается в емкости 16, из которой насосом 17 перекачивается на газоперерабатывающий завод. Туда же направляется и газ V, выходящий из сепаратора 15.

Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и фракционированной конденсацией широкой газовой фракции приведена на рис.2.

Сырую нефть I насосом 1 подают в теплообменник 3 и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 4, поступает на стабилизацию.

Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в пароподогревателе 5 до температуры 80—120 °С и подвергается однократному испарению в сепараторе 6 при давлении 0,15—0,25 МПа, где от нее отделяется широкая газовая фракция.

Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть II, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3, где отдает тепло сырой нефти, и направляется в резервуар 2 стабильной нефти.

Широкая газовая фракция III, отделяемая от нефти в сепараторе 6, подвергается фракционированной конденсации в фракционирующем конденсаторе 8, который представляет собой вертикальный кожухотрубчатый теплообменный аппарат, в его межтрубном пространстве снизу вверх проходит широкая газовая фракция, а в трубном — сверху вниз — охлаждающая вода V. При охлаждении широкой газовой фракции образуется углеводородный конденсат, который, стекая вниз по поверхности трубок, вступает в контакт с газом, вновь поступающим в аппарат. Между этими встречными потоками газа и конденсата происходит тепло- и массообмен, при котором часть высокомолекулярных углеводородов из газа переходит в конденсат, а часть низкомолекулярных углеводородов из конденсата переходит в газ. Таким образом образуются конденсат с минимальным содержанием низкомолекулярных углеводородов (метан—бутан) и газ с минимальным содержанием высокомолекулярных углеводородов (C5+высшие). Конденсат IV направляется в стабильную нефть для пополнения ее бензинового потенциала. Газ, выходящий из фракционирующего конденсатора 8, проходит сепаратор 9, где отделяется уносимый им капельный конденсат, и поступает на прием компрессора 10 с соответствующим числом ступеней сжатия, в зависимости от удаленности объектов газопотребления или газоперерабатывающего завода. Скомпримированный до соответствующего давления газ проходит маслоотделитель 11, где отделяется смазочное масло VIII, захватываемое в цилиндрах компрессора, конденсатор-холодильник 12, где охлаждается до 30 °С, и поступает в сепаратор 13, где от газа отделяется сконденсировавшийся нестабильный конденсат VII. Нестабильный конденсат собирается в емкости 14, из которой насосом 15 перекачивается на газоперерабатывающий завод. Газ VI, выходящий из сепаратора 13, направляется потребителю или на газоперерабатывающий завод.

Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и абсорбцией широкой газовой фракции приведена на рис.3.

Сырая нефть I подается насосом 1 в теплообменник 4, и,пройдя блок обезвоживания и обессоливания 5, насосом 7 прокачивается через трубчатую печь 8, где нагревается до температуры 100—110°С, и поступает в сепаратор 9, в котором от нефти отделяется широкая газовая фракция.

Снизу сепаратора 9 выходит стабильная нефть II, которая, отдав тепло сырой нефти в теплообменнике 4, направляется в резервуар стабильной нефти 2.

Широкая газовая фракция III, выходящая сверху сепаратора 9, насосом 11 подается в низ абсорбера 10, в котором в результате процесса абсорбции из нее извлекаются высокомолекулярные углеводороды (бензиновая фракция).

Сущность процесса абсорбции состоит в избирательномпоглощении высокомолекулярных углеводородов из газа жидкостью, называемой абсорбентом. Переход высокомолекулярных углеводородов из газа в жидкость обусловлен нарушением фазового равновесия при контакте газа с родственной жидкостью, в которой содержание поглощаемых компонентов мало.

В технологической схеме должен быть предусмотрен процесс десорбции абсорбента, т. е. обратного извлечения поглощенных им в абсорбере углеводородов. Абсорбент можно десорбировать либо ректификацией, либо выпаркой абсорбента.

В рассматриваемой технологической схеме в качестве абсорбента используют стабильную нефть, которая насосом 3 прокачивается через холодильник 6 и подается на верх абсорбера 10. Таким образом, в абсорбере 10 происходит встречное днижение поднимающейся снизу вверх широкой газовой фракции и стекающей сверху вниз стабильной нефти (абсорбента).

Для создания лучшего контакта встречных потоков жидкости и газа в абсорбере применяют различные специальные устройства — тарелки, насадки и др.

В результате абсорбции бензиновые углеводороды из широкой газовой фракции переходят в нефть, а легкие газообразные углеводороды IV (от метана до бутана) выходят сверху абсорбера и направляются на газоперерабатывающий завод.

Процесс абсорбции (переход углеводородов из газообразного состояния в жидкое) происходит с выделением тепла, поэтому абсорбент, опускаясь вниз по абсорберу, разогревается, что приводит к снижению растворимости газов в нем. Для снижения температуры абсорбента проводят промежуточное его охлаждение.

Для этого разогретый абсорбент забирается с определенного уровня абсорбера, прокачивается насосом 13 через холодильник 12, и охлажденный абсорбент V возвращается в абсорбер.

Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией приведена на рис.4.

Сырая нефть I насосом 1 прокачивается через теплообменник 3, после чего проходит блок обезвоживания и обессоливания 4 и поступает на стабилизацию.

Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в теплообменнике 5 до температуры 150—200 °С за счет тепла отходящего потока стабильной нефти, при этом частично испаряется и в двухфазном парожидком состоянии поступает в питательную секцию ректификационной колонны 6.

Ректификация — это процесс многократного испарения и конденсации углеводородов, происходящий на специальных устройствах — ректификационных тарелках. Для его осуществления необходимо, чтобы в колонне было два встречных потока — жидкий и паровой и чтобы имелась разность температур при переходе от одной тарелки к другой.

Жидкий поток стекает сверху вниз ректификационной колонны в результате подачи на верхнюю тарелку так называемого холодного орошения. В качестве холодного орошения используется часть сконденсированного верхнего продукта, выходящего сверху ректификационной колонны и являющегося равновесным по составу с верхним продуктом.

Для этого нефтяные пары, выходящие сверху ректификационной колонны 6, охлаждаются в холодильнике 7, и в сепараторе 8,от них отделяется углеводородный конденсат III, который собирается в сборнике конденсата 9, а затем насосом II подается на верх ректификационной колонны 6.

Паровой поток снизу вверх создается так называемым паровым орошением IV, вводимым в низ ректификационной колонны под нижнюю тарелку и являющимся равновесным по составу с нижним продуктом. В качестве парового орошения используют часть превращенного в парообразное состояние нижнего продукта.

Для этого часть стабильной нефти, выходящей снизу ректификационной колонны 6, насосом 13 прокачивают через трубчатую печь 12, в которой нагревают до такой температуры, чтобы произошло превращение нефти в парообразное состояние, и эти пары подаются под нижнюю тарелку.

В результате того, что на верх колонны подается холодное орошение, а вниз — паровое орошение, по высоте ректификационной колонны устанавливается необходимая разность температур: внизу колонны 230—280 °С, а вверху колонны 65—96 оС.

На каждой тарелке поднимающиеся снизу пары встречаются со стекающей с верхней тарелки более холодной жидкостью. Конструкция тарелки обеспечивает необходимый контакт встречающихся потоков пара и жидкости, так что между ними происходит тепло- и массообмен.

Пары охлаждаются, при этом часть высокомолекулярных углеводородов из паров конденсируется и переходит в жидкость. Жидкость, наоборот, нагревается, при этом часть низкомолекулярных углеводородов испаряется и переходит в пар. Этот процесс повторяется многократно, так как ректификационная колонна имеет достаточно много тарелок.

В результате поднимающиеся пары при переходе от одной тарелки к другой обогащаются низкомолекулярными углеводородами, а жидкостьвысокомолекулярными углеводородами. Тем самым достигается требуемая четкость разделения с заданной глубиной извлечения того или иного компонента (пропана, бутана или метана). Отделившиеся легкие углеводороды в газообразном V и жидком VI состоянии насосом 10 направляются на химический комбинат. Стабильная нефть II, с высокой температурой выходящая снизу ректификационной колонны, проходит теплообменники 5 и 3, где отдает свое тепло поступающей нефти, охлаждаясь при этом до температуры 40—45 °С, и направляется в резервуар стабильной нефти 2.

Для интенсификации процесса стабилизации нефти предложено использовать центробежные силы.

Скорость выделения легкой фазы в гидроциклоне, как показали расчеты, в 500 раз выше, чем скорость гравитационного разделения.

Никаких дополнительных контактных устройств для стабилизации нефти в гидроциклоне не требуется, в отличие от ректификационной колонны. Продуктами процесса стабилизации являются: стабильная нефть и легкие углеводороды в виде сухого газа и нестабильного бензина.

В ИПТЭР разработана конструкция гидроциклона ГУД-1.

В корпусе аппарата ГУД-1 расположено шесть сепарирующих элементов, каждый из которых снабжен вводным устройством, обеспечивающим тангенциальный ввод смеси и интенсивную крутку потока, сливной камерой с наконечником, конструкция которого обеспечивает пристенное пленочное течение жидкости и концентрирование легких углеводородов. Гидроциклон устанавливается на сборнике стабильной нефти (рис.5).

Из ГУД-1 смесь парогаза с капельной жидкостью направляют в каплеуловитель, пустотелый аппарат, где под действием гравитационных сил происходит отделение капель нефти от парогазовой смеси легких углеводородов.

Далее парогаз конденсируют при температуре 10-15 оС и разделяют в сепараторе на легколетучие газы и конденсат.

Для получения качественного конденсата давление в сепараторе поддерживают в пределах 1,7-1,3 ати, что препятствует переходу в газовую фазу наиболее ценных бутановых фракций.

Установлено, что доля извлечения углеводородов С3 из нефти в гидроциклоне достигает 90%, С4 – 68%, С5 – 48%. Углеводороды С6 обнаружены в пределах до 20%, а С8 – до 8%.

Таблица 1.

Техническая характеристика гидроциклона ГУД-1

Показатель Величина
Максимальная производительность, м3/сут
Диаметр, мм
Высота, мм
Масса, кг
Рабочее давление, Мпа (кгс/см2) 0,4-0,6 (4-6)

Гидроциклонная технология стабилизации нефти сокращает металлоемкость более, чем в 50 раз, а капитальные вложения – в 60 раз.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Источник: https://studopedia.ru/12_161986_tehnologicheskie-shemi-stabilizatsii-nefti.html

Реферат: Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти

Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти

Стр.

Краткая характеристика процесса стабилизации нефти_____________________4

Обзор и анализ существующих методов построения математических

моделей, применяемых для построения модели печи, в установках

комплексной подготовки нефти ________________________________________8

Получение математической модели трубчатой печи_______________________10

Построение статической характеристики объекта_________________________15

Построение динамической характеристики объекта_______________________16

Заключение_________________________________________________________18

Список литературы__________________________________________________19

Часть 1. Краткая характеристика процесса стабилизации нефти.

Стабилизация нефти это один из процессов подготовки нефти.

Стабилизация нефти — удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества летучих углеводородных газов и лёгких жидких фракций после первичной дегазации, а именно удаление метана, этана, пропана, сероводорода, углекислого газа и азота.

Это способствует сокращению потерь нефти от испарения, снижению интенсивности процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающего завода, а также позволяет получить ценное сырье для нефтехимии [5].

Установки стабилизации нефтей строятся и эксплуатируются на промыслах. Углеводородные газы направляются на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а стабильная нефть — на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

В стабильной нефти содержание растворённых газов не превышает 1—2%. В результате стабилизации легкой нефти из нее полностью удаляются метан, этан и на 95 % пропан, при этом давление насыщенных паров нефти при 40 °С снижается с 0,85 до 0,03 МПа, что гарантирует постоянство фракционного состава нефти при ее транспортировании и хранении [4].

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

При горячей сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропанобутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть используют следующие процессы:

1) однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

3) абсорбцию или ректификацию.

Для стабилизации только нефтей применяют одноколонные установки, а двухколонные установки используют для стабили­зации нефти — в одной колонне и стабилизации газового бензина — в другой. Последние используют для нефтей с высоким содержанием растворенных газов — более 1,5 % (масс.) [4].

На рис. 1 приведена технологическая схема промысловой двухколонной стабилизационной установки, используемая для нефтей с высоким содержанием растворенных газов [1].

Рис. 1 Схема установки для стабилизации нефти.

1, 11, 17, 18 — насосы; 2,7 — теплообменники; 3 — водоотделитель; 4 — первая ректификационная колонна; 5 — конденсаторы-холодильники; 6 — емкость бензина; 8 — вторая ректификационная колонна; 9 — печь; 10 — горячий насос; 12 — кипятильник с паровым пространством; 13, 14 — холодильники; 16 — емкость орошения.

Линии: I — сырая нефть; II — сухой газ; III — сжиженный газ; IV — стабильная нефть; V — бензин.

По этой схеме нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2 в водогрязеотстойник 3, где отстаивается от воды, и затем направляется в ректификационную колонну 4, работающую под давлением от 2 да 5 ат.

Перетекая по тарелкам колонны, нефть освобождается от легких фракций, которые, пройдя вместе с газами конденсатор-холодильник 5, конденсируются и собираются в газосепараторе 6. Здесь несконденсированные газы отделяются от жидкой фазы, состоящей главным образом из бутана, гексана и высших.

Первые направляются в газовую магистраль и далее на газофракционную установку, а вторые через теплообменник 7 в стабилизационную колонну 8 газового бензина. Колонна 8 работает под давлением 8-12 ат.

Лишенная низкокипящих фракций нефть горячим насосом 10 частично подается на циркуляцию в трубчатую печь 9, а оставшаяся доля 11 направляется через теплообменник 2, кипятильник 12, холодильник 14 в емкость стабилизированной нефти [1].

Легкие бензиновые фракции, ректифицируясь в стабилизаторе 8, освобождаются от избыточного количества пропан — бутановых фракций. Последние после конденсации и охлаждения в конденсаторе 15 поступают в газосепаратор 16, откуда часть конденсата насосом 18 подается на орошение, а избыток переводится в емкость сжиженного газа или на газоперерабатывающий завод на разделение [1].

Стабилизационный бензин проходит через кипятильник 12, теплообменник 7 и холодильник 13, а далее либо направляется в емкость либо смешивается со стабилизированной нефтью и направляется на нефтеперерабатывающий завод [1].

В системе установки стабилизации нефти происходит много процессов. Рассмотрим один из них: процесс нагрева нефти в трубчатой печи 9.

Рис. 2 Упрощенная схема трубчатой печи

Таблица 1.

Основные технологические характеристики трубчатой печи [2].

Часть 2. Обзор и анализ существующих методов построения математических моделей, применяемых для построения модели печи, в установках комплексной подготовки нефти.

Существует множество методов построения моделей технологических процессов. Приведем несколько из них:

1) Номографический метод расчета – основан на графическом представлении функциональных зависимостей от нескольких переменных (формул, уравнений, систем уравнений). Получающиеся при этом графические представления (геометрические модели) называются номограммами.

При номографическом методе вычислительная операция заменяется выполнением простых геометрических операций (наложение линейки, проведение окружности, измерение отрезка).

Номограмма может быть использована для выявления взаимного влияния переменных и изучения экстремальных свойств.

2) Методы приближения функций – основаны на разложении функции в ряд, определении численными методами величины интегралов или подбора аналитических выражений для описания экспериментальных зависимостей и решают задачи приближения одних функций другими, которые для нас более «удобны» по каким- либо критериям. Другими словами, при решении всех этих задач мы строим модели исходных зависимостей, которые сохраняют их основные свойства и в то же время они наиболее удобны для анализа и последующего применения.

3) Эмпирические методы – приспособлены только для автоматизации и оптимизации конкретных действующих установок. Они позволяют осуществить только условную оптимизацию, определяемую конструкцией установки. При этом они не дают возможность оценить, насколько далек найденный оптимум от потенциально возможного для этого процесса.

4) Аналитические методы – обычно используются на стадии проектирования технологического процесса и систем автоматизации, оценки допустимой области изменения технологических параметров, разработки структурных схем регулирования.

Полученные модели позволяют проводить оптимизацию процесса и оценивать его потенциальные возможности без учета его конструктивной реализации.

Принципиальная особенность аналитических методов заключается в том, что можно аналитическим путем исследовать динамику проектируемых систем, применять полученные уравнения для описания свойств других однотипных объектов и процессов.

Аналитические методы расчёта отличаются сложностью, но поскольку базируются на основных законах теплообмена, то их можно применять в широких пределах. Они обеспечивают вполне удовлетворительную сходимость с данными практики.

Учитывая все отмеченные выше достоинства аналитических методов, а также то, что технологический процесс, протекающий в трубчатых печах, подробно изучен и имеются аналитические зависимости характеризующие его, то наиболее эффективным методом получения модели будет аналитический .

Часть 3. Получение математической модели трубчатой печи.

1) Модель будем строить в рамках следующих допущений и ограничений, которые определяются, исходя из анализа технологического процесса.

Принимаем следующие ограничения и допущения:

1. Внутри змеевика параметры распределённые (температура зависит от координаты, меняется по длине змеевика).

2. Стационарный процесс (за малые промежутки времени параметры не изменяются в широких пределах).

3. В змеевике процесс идеального вытеснения (в любом сечении трубы температура постоянна в каждой точке этого сечения). Принимаем на основании того, что движение потока хладагента в змеевиковых и трубчатых элементах небольшого диаметра удовлетворительно соответствует гидродинамической модели идеального вытеснения.

4. Поперечное перемешивание в змеевике идеальное.

5. Тепловой поток через поверхность теплообмена устанавливается мгновенно и направлен перпендикулярно к ней в каждой точке.

6. Идеальная изоляция от внешней среды (нет потерь тепла в окружающую среду).

7. Среды, участвующие в процессе, несжимаемы.

8. Коэффициент теплопередачи от газа к сырью постоянен по площади поверхности змеевика.

9. Преобладающий процесс теплопередачи в печи – теплопроводность.

10. Внутри печи сосредоточенные параметры.

11. Теплоемкость поверхности теплообмена пренебрежимо мала по сравнению с теплоемкостью веществ, участвующих в процессе теплообмена.

12. Давление постоянно.

2) Перейдем к получению математической модели. Так как в змеевике распределенные параметры, выделим элементарный объем DV длиной Dх.

Рис. 3 Элементарный объем

Uвх – объем сырья на входе.

Uвых – объем сырья на выходе.

Qвх – количество тепла, поступающего с сырьем на вход.

Qвых – количество тепла, выходящего с сырьем.

Твх – температура сырья на входе в элементарный объем.

Tвых – температура сырья на выходе из элементарного объема.

q– количество тепла передаваемое выделенному объему в процессе теплообмена.

С – теплоемкость сырья.

3) Запишем уравнение теплового баланса для хладагента, т.е. для нефти в выделенном обьеме змеевика.

В статическом режиме: (1)

В динамическом режиме: (2)

4) Выражаем все слагаемые через технологические параметры:

– изменение количества тепла в выделенном объеме

– количество тепла на входе в выделенный объем

– количество тепла на выходе выделенного объема

– количество тепла передаваемое выделенному объему в процессе теплообмена.

– выделенный элементарный объем

– площадь поверхности теплообмена

5) Подставим технологические параметры в ур-е теплового баланса, получим:

(3)

Разделим обе части уравнения на .

Объем сырья на входе и выходе одинаков, поэтому .

Теперь разделим обе части уравнения на

(4)

Где -объемная скорость поступления сырья в выделенный объем и выхода из него.

6) Возьмем предел от обеих частей уравнения (4) при и

(5)

Получили математическую модель:

T(t=0)=T* T(0,t)=T1 * (t)

Tн (x,0)=Tн * (x)T(L,t)=T2 * (t)

Выведем передаточную функцию объекта.

Для этого примем изменение температуры сырья по длине змеевика постоянным.

Тогда , следовательно уравнение примет следующий вид:

(6)

Введем безразмерные нормированные функции:

(7)

Разделим выражение на , получим:

(8)

Обозначим:

— постоянная времени, размерность секудны.

— безразмерный коэффициент.

Проверим размерность[] = = [сек]

Возьмем преобразование Лапласа от ( ), получим:

(9)

Структурная схема данной модели будет выглядеть следующим образом:

Часть 4. Построение статической характеристики объекта.

Запишем уравнение для статического режима.

(10)

, d=0.14 м, L=70м, С= 2090 Дж/(М3 ·˚С), , V=3.

Решив данное уравнение с учетом начального условия , получим

(11)

Построим график зависимости температуры сырья по длине змеевика в зависимости от температуры внутри печи.

Рис. 4 Статическая характеристика.

Часть 5. Построение динамической характеристики объекта.

Запишем уравнение для динамического режима при условии что изменение температуры сырья по длине будем считать не изменяющейся величиной.

(12)

Подадим единичный скачок на вход системы.

Возьмем обратное преобразование Лапласа от функции и посмотрим реакцию системы на единичный скачок.

(13)

Рис 5. Реакция системы на скачок.

Подадим скачок температуры в печи равный 50ºС. Построим динамическую характеристику зависимости температуры сырья от времени.

Рис 6. Динамическая характеристика.

Заключение

В работе был рассмотрен один из процессов, протекающих в системе установки стабилизации нефти, а именно процесс нагрева нефти в трубчатой печи.

На основе исходных данных была построена упрощенная математическая модель трубчатой печи.

В силу принятых ограничений и допущений, полученная модель не является точным описанием реального процесса нагрева нефти в трубчатой печи, но позволяет исследовать статику и динамику системы без учета конструктивных особенностей реального объекта.

Применение такого приема при построении моделей связано с тем, что стремление учесть как можно большее число факторов приводит к получению слишком громоздкой системы дифференциальных уравнений, решение которой крайне затруднительно.

Список литературы:

1. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа, ч. 1. М., Химия, 1972.

2. Ентус Н.Р., Шарихин В.В. Трубчатые печи в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. М. 1987г.

3. Бояринов А.И., Кафаров В.В. Методы оптимизации в химической технологии. Химия. 1975г.

4. Бондаренко Б. И. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., 2003.

5. Лобков А.М. Сбор и обработка нефти и газа на промысле, М., НЕДРА, 1968.

6. Шевцов В.А. Конспект лекций. «Моделирование систем» Аналитические методы, ч. 1. 2005г.

Источник: https://www.bestreferat.ru/referat-235198.html

Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти (стр. 1 из 2)

Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти

Стр.

Краткая характеристика процесса стабилизации нефти_____________________4

Обзор и анализ существующих методов построения математических

моделей, применяемых для построения модели печи, в установках

комплексной подготовки нефти ________________________________________8

Получение математической модели трубчатой печи_______________________10

Построение статической характеристики объекта_________________________15

Построение динамической характеристики объекта_______________________16

Заключение_________________________________________________________18

Список литературы__________________________________________________19

Часть 1.Краткая характеристика процесса стабилизации нефти.

Стабилизация нефти это один из процессов подготовки нефти.

Стабилизация нефти — удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества летучих углеводородных газов и лёгких жидких фракций после первичной дегазации, а именно удаление метана, этана, пропана, сероводорода, углекислого газа и азота.

Это способствует сокращению потерь нефти от испарения, снижению интенсивности процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающего завода, а также позволяет получить ценное сырье для нефтехимии [5].

Установки стабилизации нефтей строятся и эксплуатируются на промыслах. Углеводородные газы направляются на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а стабильная нефть — на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

В стабильной нефти содержание растворённых газов не превышает 1—2%. В результате стабилизации легкой нефти из нее полностью удаляются метан, этан и на 95 % пропан, при этом давление насыщенных паров нефти при 40 °С снижается с 0,85 до 0,03 МПа, что гарантирует постоянство фракционного состава нефти при ее транспортировании и хранении [4].

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

При горячей сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропанобутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть используют следующие процессы:

1) однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

3) абсорбцию или ректификацию.

Для стабилизации только нефтей применяют одноколонные установки, а двухколонные установки используют для стабили­зации нефти — в одной колонне и стабилизации газового бензина — в другой. Последние используют для нефтей с высоким содержанием растворенных газов — более 1,5 % (масс.) [4].

На рис. 1 приведена технологическая схема промысловой двухколонной стабилизационной установки, используемая для нефтей с высоким содержанием растворенных газов [1].

Рис. 1 Схема установки для стабилизации нефти.

1, 11, 17, 18 — насосы; 2,7 — теплообменники; 3 — водоотделитель; 4 — первая ректификационная колонна; 5 — конденсаторы-холодильники; 6 — емкость бензина; 8 — вторая ректификационная колонна; 9 — печь; 10 — горячий насос; 12 — кипятильник с паровым пространством; 13, 14 — холодильники; 16 — емкость орошения.

Линии: I — сырая нефть; II — сухой газ; III — сжиженный газ; IV — стабильная нефть; V — бензин.

По этой схеме нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2 в водогрязеотстойник 3, где отстаивается от воды, и затем направляется в ректификационную колонну 4, работающую под давлением от 2 да 5 ат.

Перетекая по тарелкам колонны, нефть освобождается от легких фракций, которые, пройдя вместе с газами конденсатор-холодильник 5, конденсируются и собираются в газосепараторе 6. Здесь несконденсированные газы отделяются от жидкой фазы, состоящей главным образом из бутана, гексана и высших.

Первые направляются в газовую магистраль и далее на газофракционную установку, а вторые через теплообменник 7 в стабилизационную колонну 8 газового бензина. Колонна 8 работает под давлением 8-12 ат.

Лишенная низкокипящих фракций нефть горячим насосом 10 частично подается на циркуляцию в трубчатую печь 9, а оставшаяся доля 11 направляется через теплообменник 2, кипятильник 12, холодильник 14 в емкость стабилизированной нефти [1].

Легкие бензиновые фракции, ректифицируясь в стабилизаторе 8, освобождаются от избыточного количества пропан — бутановых фракций. Последние после конденсации и охлаждения в конденсаторе 15 поступают в газосепаратор 16, откуда часть конденсата насосом 18 подается на орошение, а избыток переводится в емкость сжиженного газа или на газоперерабатывающий завод на разделение [1].

Стабилизационный бензин проходит через кипятильник 12, теплообменник 7 и холодильник 13, а далее либо направляется в емкость либо смешивается со стабилизированной нефтью и направляется на нефтеперерабатывающий завод [1].

В системе установки стабилизации нефти происходит много процессов. Рассмотрим один из них: процесс нагрева нефти в трубчатой печи 9.

Рис. 2 Упрощенная схема трубчатой печи

Таблица 1.

Основные технологические характеристики трубчатой печи [2].

Часть 2.Обзор и анализ существующих методов построения математических моделей, применяемых для построения модели печи, в установках комплексной подготовки нефти.

Существует множество методов построения моделей технологических процессов. Приведем несколько из них:

1) Номографический метод расчета – основан на графическом представлении функциональных зависимостей от нескольких переменных (формул, уравнений, систем уравнений). Получающиеся при этом графические представления (геометрические модели) называются номограммами.

При номографическом методе вычислительная операция заменяется выполнением простых геометрических операций (наложение линейки, проведение окружности, измерение отрезка).

Номограмма может быть использована для выявления взаимного влияния переменных и изучения экстремальных свойств.

2) Методы приближения функций – основаны на разложении функции в ряд, определении численными методами величины интегралов или подбора аналитических выражений для описания экспериментальных зависимостей и решают задачи приближения одних функций другими, которые для нас более «удобны» по каким- либо критериям. Другими словами, при решении всех этих задач мы строим модели исходных зависимостей, которые сохраняют их основные свойства и в то же время они наиболее удобны для анализа и последующего применения.

3) Эмпирические методы – приспособлены только для автоматизации и оптимизации конкретных действующих установок. Они позволяют осуществить только условную оптимизацию, определяемую конструкцией установки. При этом они не дают возможность оценить, насколько далек найденный оптимум от потенциально возможного для этого процесса.

4) Аналитические методы – обычно используются на стадии проектирования технологического процесса и систем автоматизации, оценки допустимой области изменения технологических параметров, разработки структурных схем регулирования.

Полученные модели позволяют проводить оптимизацию процесса и оценивать его потенциальные возможности без учета его конструктивной реализации.

Принципиальная особенность аналитических методов заключается в том, что можно аналитическим путем исследовать динамику проектируемых систем, применять полученные уравнения для описания свойств других однотипных объектов и процессов.

Аналитические методы расчёта отличаются сложностью, но поскольку базируются на основных законах теплообмена, то их можно применять в широких пределах. Они обеспечивают вполне удовлетворительную сходимость с данными практики.

Учитывая все отмеченные выше достоинства аналитических методов, а также то, что технологический процесс, протекающий в трубчатых печах, подробно изучен и имеются аналитические зависимости характеризующие его, то наиболее эффективным методом получения модели будет аналитический.

Часть 3.Получение математической модели трубчатой печи.

1) Модель будем строить в рамках следующих допущений и ограничений, которые определяются, исходя из анализа технологического процесса.

Принимаем следующие ограничения и допущения:

1. Внутри змеевика параметры распределённые (температура зависит от координаты, меняется по длине змеевика).

2. Стационарный процесс (за малые промежутки времени параметры не изменяются в широких пределах).

3. В змеевике процесс идеального вытеснения (в любом сечении трубы температура постоянна в каждой точке этого сечения). Принимаем на основании того, что движение потока хладагента в змеевиковых и трубчатых элементах небольшого диаметра удовлетворительно соответствует гидродинамической модели идеального вытеснения.

4. Поперечное перемешивание в змеевике идеальное.

5. Тепловой поток через поверхность теплообмена устанавливается мгновенно и направлен перпендикулярно к ней в каждой точке.

6. Идеальная изоляция от внешней среды (нет потерь тепла в окружающую среду).

7. Среды, участвующие в процессе, несжимаемы.

8. Коэффициент теплопередачи от газа к сырью постоянен по площади поверхности змеевика.

9. Преобладающий процесс теплопередачи в печи – теплопроводность.

Источник: https://mirznanii.com/a/323243/modelirovanie-sistem-na-primere-sistemy-stabilizatsii-nefti

Стабилизация нефти: описание технологии, процесс подготовки, устройство установки

Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти

Процессы эксплуатации нефтяных скважин на промыслах нередко сопровождаются заводнениями обрабатываемых пластов, на фоне чего формируются стойкие водно-нефтяные эмульсии.

В результате происходит образование осадков, которые повышают вязкость смеси и увеличивают температуру ее застывания.

В таком состоянии ресурсы должны подвергаться первичной обработке, одной из которых является стабилизация нефти и связанных с ней эмульсий.

Характеристика обрабатываемого материала

Как и подготовительные процессы обессоливания и обезвоживания, стабилизация применяется для нефтесодержащих материалов, загрязненных инородными жидкостными фазами и частицами. Как уже отмечалось, преимущественно речь идет о водно-эмульсионных смесях, содержащих поверхностно-активные компоненты.

Наличие эмульгаторов, в свою очередь, делает эмульсию более устойчивой и невосприимчивой к факторам внешнего воздействия, что мешает нефтяной фракции отслаиваться на молекулярном уровне естественным путем. Также в состав могут входить механические примеси, элементы тяжелых металлов, смолы и парафины.

В естественных условиях стабилизация нефти представляет собой динамический процесс, определяющийся характеристиками конкурирующей адсорбции на водных каплях воды эмульгирующих компонентов.

Определение состава межфазных слоев конкретной эмульсии позволяет выяснить свойства ее стабилизатора и подобрать наиболее действенный метод воздействия на промышленном уровне в условиях искусственной среды.

У процессов физико-химической стабилизации в нефтегазовой промышленности может быть несколько задач. Для начала стоит отметить недостатки технологий добычи нефти, которые выражаются в потере легких фракций полезного вещества. С другой стороны, целый ряд шламовых и вредных летучих газов извлекаются и транспортируются вместе с нефтяной фазой непосредственно до этапов очистки.

В свою очередь, технология стабилизации нефти в зависимости от активности эмульгаторов и других активных компонентов в составе эмульсии может выполнять и функции консервации, и выступать средством сепарации.

В первом случае обеспечивается эффект герметизации эмульсии, позволяющий выносить вместе с нефтяной основой фракции легких и тяжелых углеродов, которые могут применяться в нефтегазовой отрасли. Что касается сепарации, то в рамках этой функции разделяются фазы нефти, воды, газа, механических примесей и прочих шламовых включений.

Причем надо подчеркнуть, что сама по себе методика разделения вовсе не означает автоматический выброс компонентов кроме нефти. В составе могут быть и полезные фракции, но их дальнейшая обработка будет происходить отдельно от нефти.

Технология может производиться двумя основными способами – путем сепарации и за счет ректификации. В первом случае происходит отделение сопутствующих газовых фаз и углеводородов. Например, сепарация может быть организована как испарительный процесс, обеспеченный изменениями температурных показателей и давления в рабочей камере.

В чем заключается процесс стабилизации нефти посредством ректификации? Этот метод также предполагает отделение определенных фаз, но упор делается на процесс подогрева эмульсии.

В обоих случаях параметры и дополнительные процессы переработки будут устанавливаться требованиями к конкретным фракциям, которые необходимо выделить или сохранить в составе.

Технологический процесс стабилизации

В расширенной схеме стабилизацию водно-нефтяных эмульсий можно представить следующей последовательностью операций:

  • Исследование образца извлеченной эмульсии. В лабораторных условиях на основе анализа пробы определяется состав, плотность, вязкость, испаряемость, огнеопасность и другие характеристики смеси.
  • Подготовка к процессу химической деэмульгации. Обычно используется нагрев, который понижает вязкость эмульсии и облегчает дальнейший процесс сепарации.
  • Определяется технология сепарации – гравитационным, электромеханическим или электрохимическим способом.
  • Непосредственно процесс стабилизации нефти, при котором выделяется несколько фаз. Далее могут производиться технологии подготовки выделенной нефти к производственным операциям.
  • Модификация выделенного продукта за счет активных химикатов.

Подготовка нефти к стабилизации

Перед началом технологических процессов первичной подготовки нефть проходит несколько транспортировочных узлов, в рамках которых могут организовываться пункты предварительной грубой очистки. Это может быть общая фильтрация, избавляющая эмульсию от крупных частиц песка и шлама.

От месторождения до ближайшего сборника сырой нефти продукт проходит несколько замерных установок, на которых также берутся первичные пробы и ведется учет пропущенного объема. На первичном узле сепарации сырье отделяют от пластовой воды и попутного газа в определенных количествах.

К процессам стабилизации нефть подходит частично в дегазованном и обезвоженном состоянии, но это не главное требование. Более того, на сборных пунктах может накапливаться сырая нефть без всякой предварительной очистки и в таком состоянии отправляться на объекты переработки – далее выполняются процедуры обессоливания, обезвоживания и стабилизации в разном порядке.

Сегодня также применяются и комплексные установки очистки и сепарации, где в едином цикле обработки происходит группа технологических процессов подготовки сырья к производственной операции.

Установка для обеспечения процесса стабилизации

Чаще всего для стабилизации применяются универсальные промысловые сепараторы. Они интегрируются в нефтегазовые магистральные сети и работают по принципу проточного обслуживания. Типовая конструкция представляет собой цилиндрический гравитационный сепаратор с патрубками для подключения к трубопроводам и коммуникационными каналами для энергоснабжения.

В конструкции установки стабилизации нефти (УСН) предусматривается несколько секций с раздаточным коллектором, по которому происходит переправление отделенных фаз по разным каналам. Нефть, к примеру, направляется в осадительный блок для последующего выделения окклюдированных газовых пузырьков.

Гидроциклонные двухъемкостные сепараторы действуют по принципу центробежных сил, разделяя нефть и газ на самостоятельные потоки.

Оборудование для процессов стабилизации и очистки нефти

Комбинированный способ подготовки нефти в данном случае предполагает выполнение процессов очистки продукта от легких меркаптанов и сероводорода.

В условиях нефтяного промысла это оптимальное сочетание методов предварительной подготовки сырья для дальнейших производственных этапов.

В общем технологическом процессе очистки и стабилизации применяется нагрев, паровое орошение, газовая сепарация и вывод очищенных остатков. Важным условием является и регуляция давления в диапазонах 0,1-0,2 МПа при температуре до 160 ºС.

При использовании правильно подобранного отпаривающего агента можно добиться высокого качества стабилизации нефти на промыслах с необходимым отбором дистиллятов. Качество конечного продукта повышается при оперативном понижении температуры и давления, что повышает интенсивность разделения смесей.

Устройство ректификационных колонн

В комплексных многофункциональных установках для экономии логистических операций применяются группы колонн. Каждая из них выполняет определенный технологический процесс, а в общей инфраструктуре на разных уровнях происходят смежные процедуры.

В данном случае рассматриваются колонны стабилизации нефти посредством ректификации. Как правило, данная операция организуется после процессов обезвоживания и обессоливания.

Колонна имеет теплообменник, в котором нефть подогревается до оптимальной температуры, после чего ее выводят в форме парогазожидкостной смеси и разделяют на фазы. На специальных тарелках ректификатора производится орошение жидкостных фаз с отпаривающим веществом.

Затем могут следовать процессы охлаждения и обогащения другими активными элементами в зависимости от требований к отбираемому дистилляту.

Положительные эффекты стабилизации

Технологическая организация процессов подготовки нефти требует немалых энергетических затрат. Сложность таких процедур обуславливается и тем, что они часто выполняются в условиях промысла без высокого уровня инфраструктурного обеспечения. Тем не менее стабилизация нефти на начальных этапах переработки дает следующие преимущества:

  • Сокращение объема лишних фракций, которые отправляются на линии тонкой очистки перед производством.
  • Упрощение технологических схем подготовки нефти в условиях нефтегазовых заводов.
  • Повышение безопасности транспортировки нефти за счет предварительного вывода серосодержащих соединений.
  • Увеличение объемов товарной нефти за счет сохранения полезных углеводородных компонентов.
  • Низкие требования к обрабатываемому сырью.

Заключение

Методы стабилизации являются частью общего процесса очистки водно-нефтяных эмульсий, но имеют свои особенности с точки зрения применения. Во-первых, это гибкая процедура по своему назначению.

Она может выполняться как в целях консервации определенных элементов в составе при добыче и транспортировке ресурса, так и для сепарации с выводом ненужных компонентов.

Во-вторых, методы стабилизации сходятся по технологии исполнения с общими техниками физико-химической подготовки нефтегазового сырья, но с определенными отличиями в параметрах воздействия со стороны активных сред.

Источник: https://FB.ru/article/450170/stabilizatsiya-nefti-opisanie-tehnologii-protsess-podgotovki-ustroystvo-ustanovki

Refy-free
Добавить комментарий