Инженерные расчеты процессов и аппаратов стабилизации нефти и газоразделения

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации 
Казанский национальный исследовательский 
технологический университет 
Р. Р. Мингазов, А. А. Елпидинский, Р. И. Гаффанова 
ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ 
ПРОЦЕССОВ И АППАРАТОВ
СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ 
И ГАЗОРАЗДЕЛЕНИЯ 
Учебное пособие 
Казань 
Издательство КНИТУ 
2022 

УДК 665.625(075) 
ББК 35.514я7 
М61 
Печатается по решению редакционно-издательского совета  
Казанского национального исследовательского технологического университета 
Рецензенты: 
канд. техн. наук Е. А. Гладий 
гл. специалист технологического отдела АО «Нефтехимпроект» Э. А. Галиуллин 
Мингазов Р. Р. 
М61 Инженерные расчеты процессов и аппаратов стабилизации нефти и газоразделения : учебное пособие / Р. Р. Мингазов, А. А. Елпидинский, Р. И. Гаффанова; Минобрнауки России, Казан. нац. исслед. технол. ун-т. – Казань : Издво КНИТУ, 2022. – 152 с. 
ISBN 978-5-7882-3276-8 
Рассмотрены методы расчетов основных технологических параметров оборудования для стабилизации нефти и газоразделения методом однократного испарения и ректификации. Приведены примеры расчетов процессов в инженерной 
математической программе Mathcad. 
Предназначено для бакалавров и магистрантов, обучающихся по направлению «Химическая технология». 
Подготовлено на кафедре химической технологии переработки нефти и газа. 
УДК 665.625(075) 
ББК 35.514я7 
ISBN 978-5-7882-3276-8 
© Мингазов Р. Р., Елпидинский А. А., Гаффанова Р. И., 2022 
© Казанский национальный исследовательский  
технологический университет, 2022 

С О Д Е Р Ж А Н И Е
ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................................. 5 
1. СПОСОБЫ ВЫРАЖЕНИЯ СОСТАВА СМЕСЕЙ 
............................................ 6 
2. СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ 
................................................................................ 
12 
2.1. Стабилизация нефти сепарацией 
........................................................... 
13 
2.1.1. Типы сепараторов 
............................................................................. 
17 
2.1.2. Расчет материального баланса нефтегазового 
сепаратора ....................................................................................................... 
19 
2.1.3. Расчет однократного испарения обводненной нефти 
сложного состава .......................................................................................... 
28 
2.1.4. Расчет однократного испарения в присутствии 
перегретого водяного пара 
....................................................................... 
36 
2.1.5. Технологический расчёт нефтегазового сепаратора ........ 
51 
2.2. Стабилизация нефти ректификацией ................................................... 
64 
2.2.1. Расчет стабилизации нефти в одной колонне без 
«горячей струи» ............................................................................................. 
67 
2.2.2. Расчет стабилизации нефти в одной колонне 
с «горячей струей» 
..................................................................................... 111 
2.2.3. Расчет стабилизации нефти в двух колоннах 
.................... 113 
3. РАЗДЕЛЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ И ШФЛУ ........................................ 116 
3.1. Теоретические данные разделения на колоннах ........................ 116 
3 

3.2. Порядок расчета ректификационной колонны 
газоразделения ................................................................................................... 119 
3.2.1 Расчет материального баланса колонны 
газоразделения ........................................................................................... 121 
3.2.2. Технологический расчет колонны газоразделения 
......... 122 
ЛИТЕРАТУРА 
......................................................................................................... 139 
Приложение 1. Константы Антуана 
............................................................. 140 
Приложение 2. График Кокса 
........................................................................ 150 

В В Е Д Е Н И Е
Сущность стабилизации нефти заключается в удалении наиболее летучих углеводородов (таких как пропан и бутан), поскольку они могут испаряться во время транспортировки, что приводит к потере углеводородов 
и более тяжёлых бензиновых фракций. 
В процессе стабилизации нефти, помимо пропана и бутана, также извлекаются метан, этан и такие балластные газы, как сероводород, углекислый газ и азот. Это позволяет сократить потери лёгких фракций от испарения и предотвратить коррозию оборудования и трубопроводов на всём 
пути от нефтепромысла до нефтеперерабатывающих заводов. 
Стабилизация нефти может осуществляться двумя методами: однократным испарением в нефтегазовых сепараторах и ректификацией в стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. После отделения лёгких углеводородов нефть становится стабильной 
и может быть транспортирована до нефтеперерабатывающих заводов без 
потерь. Отделившиеся в стабилизационной колонне лёгкие фракции конденсируются и направляются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для дальнейшей переработки. Эти лёгкие фракции 
углеводородов являются ценным сырьём для химической промышленности, из которого можно получить множество химических соединений, таких как этилен и пропилен. 
Данное учебное пособие поможет студентам освоить расчёты процессов и аппаратов стабилизации нефти методом однократного испарения 
в нефтегазосепараторах и ректификацией в стабилизационных колоннах, 
а также разделение полученных в процессе стабилизации нефти лёгких 
фракций углеводородов. Расчёты процессов и аппаратов стабилизации 
нефти и газоразделения рассматриваются на примере задач, которые решаются с использованием инженерной математической программы Mathcad. 
Задачи, включённые в пособие, могут быть также использованы для 
проведения групповых лабораторных и практических занятий, выполнения курсовых проектов и выпускных квалификационных работ (ВКР). 
5 

.  С П О С О Б Ы  В Ы Р А Ж Е Н И Я  С О С Т А В А  С М Е С Е Й
Расчёты, связанные с разделением смесей в колонных аппаратах, выполняются на основе состава смесей в мольных единицах. Однако для составления таблиц материальных балансов различных установок нужны 
массовые единицы. Поэтому необходимо постоянно пересчитывать массовые доли в мольные и наоборот. Ниже представлены формулы, которые 
для этого понадобятся. 
Массовая доля Cmas! компонента в смеси определяется отношением 
его массы к общей массе смеси: 
. 
(1.1) 
Cmas! =
m!
∑m!
!
Мольная доля Cmol! компонента в смеси определяется как отношение числа молей данного компонента к общему числу молей смеси: 
. 
(1.2) 
Cmol! =
N!
∑N!
!
Объемная доля φ! компонента в смеси определяется как отношение 
объема данного компонента к общему объему смеси: 
. 
(1.3) 
φ! =
V!
∑V!
!
Для взаимного пересчета массовых, мольных и объемных долей используются уравнения (1.4–1.6). 
Пересчет массовых долей в мольные: 
Cmas!
M!
. 
(1.4) 
Cmol! =
∑Cmas!
M!
!
Пересчет мольных долей в массовые: 
. 
(1.5) 
Cmas! = Cmol! ∙M!
Msr
=
Cmol! ∙M!
∑Cmol! ∙M!
!
6 

Пересчет массовых долей в объемные: 
, 
(1.6) 
φ! =
Cmas! ∙ρсм
ρ!
где M!, Msr – молекулярные массы индивидуального компонента и смеси, 
кг/кмоль; ρ!, ρсм – плотности индивидуальных компонентов и смеси, кг/м3. 
Плотность смеси нефтепродуктов может определяться по выражениям 
; 
(1.7) 
ρсм = 0 Cmol! ∙ρ!
!
; 
(1.8) 
ρсм = 0 φ! ∙ρ!
!
ρсм =
1
. 
(1.9) 
∑Cmas!
!
ρ!
Средняя молекулярная масса нефтепродуктов вычисляется по формулам 
; 
(1.10) 
Msr = 0 Cmol! ∙M!
!
; 
(1.11) 
Msr = 0 φ! ∙M!
!
Msr =
1
. 
(1.12) 
∑Cmas!
M!
!
Для индивидуальных углеводородов плотность является справочной 
величиной, для узких 10–20-градусных фракций относительная плотность 
может быть рассчитана по формуле 
%
#$ = β ∙3 tsr
, 
(1.13) 
ρ"
1006
7 

где β, n – коэффициенты, принимаемые в зависимости от типа нефти, из 
которой получены фракции (для легких (девонских) парафинистых нефтей 
β = 0,736 и n = 0,13; для тяжелых (угленосных или нефтей карбона) – 
β = 0,720 и n = 0,159); tsr – средняя температура кипения фракции, ºС. 
Молекулярная масса фракций определяется по формуле Войнова: 
M = 60 + 0,3 ∙tsr + 0,001 ∙tsr#; 
(1.14) 
M = 52,63 −0,246 ∙Tsr + 0,001 ∙Tsr#, 
(1.15) 
где Tsr – средняя температура кипения фракции, К. 
Молекулярную массу нефтепродукта, тяжелого остатка, например 
мазута или гудрона, можно определить по формуле Крэга: 
&'
44,29 ∙ρ&'
Msr =
&', 
(1.16) 
1,03 −ρ&'
где Msr – средняя молекулярная масса нефтепродукта, кг/кмоль; ρ&'
&' – относительная плотность нефтепродукта при 15 ºС, отнесенная к температуре воды 15 ºС. 
Абсолютную плотность газов и паров при нормальных условиях 
(t = 0 ºС, P = 1 атм) определяют по формуле 
ρг = M
22,4, 
(1.17) 
Плотность газов и паров при давлении P (атм) и температуре t (ºС) 
рассчитывают согласно выражению 
ρг = M
22,4 ∙273 ∙P
t + 273 = 273
22,4 ∙M ∙P
T . 
(1.18) 
Пример 1. Смесь состоит из 40 кг n-гептана, 70 кг бензола, 20 кг 
n-октана. Определить массовую, мольную и объемную доли этих компонентов в смеси и рассчитать среднюю молекулярную массу смеси. 
При решении задачи использованы ранее рассмотренные формулы, а 
результаты занесены в табл. 1.1. 
Средняя молекулярная масса смеси: 
Mср = ∑Cmol! ∙M!
!
= 88,40 кг/кмоль. 
8 

Таблица 1.1 
Результаты расчета для примера 1 
#$,
Cmas!, 
ρ"!
Cmol!, 
мол. доли 
Компоненты m!, кг 
M!, 
кг/кмоль 
мас. доли 
φ!, об. 
доли 
кг/м3 
1 
2 
3 
4 
5 
6 
7 
n-гептан
Бензол
n-октан
40 
70 
20 
100,2 
78,11 
114,2 
684 
880 
703 
0,3077 
0,5385 
0,1538 
0,2715 
0,6094 
0,1191 
0,3513 
0,4778 
0,1709 
∑ 
130 
– 
– 
1,0000 
1,0000 
1,0000 
Концентрации компонентов могут быть найдены и другим способом. Результаты второго варианта расчета с аналогичными исходными 
данными показаны в табл. 1.2. 
Таблица 1.2 
Результаты расчета примера 1 через количество молей  
компонентов смеси 
ρ"!
N!, 
кмоль 
Компоненты 
m!, кг 
M!, 
кг/кмоль 
Cmol!, 
мол. доли 
V!, м3
φ!, об. 
доли 
#$,
кг/м3 
1 
2 
3 
4 
5 
6 
7 
8 
N-гептан
Бензол
n-октан
40 
70 
20 
100,2 
78,11 
114,2 
684 
880 
703 
0,3992 
0,8962 
0,1751 
0,2715 
0,6094 
0,1191 
0,0585 
0,0795 
0,0284 
0,3513 
0,4778 
0,1709 
∑ 
130 
– 
– 
1,4705 
1,0000 
0,1665 1,0000 
В столбце 5 табл. 1.2 записывается количество молей N! каждого 
компонента смеси, вычисляемое по формуле (1.19) и общее количество 
молей смеси: 
, 
(1.19) 
N! = m!
M!
где N! – количество молей компонента смеси, кмоль; m! – масса компонента смеси, кг; M! – молекулярная масса компонента, кг/кмоль. 
Определив количество молей компонентов смеси по (1.2), рассчитывают мольный состав смеси (графа 6 в табл. 1.2). Зная мольные доли 
компонентов, находят объем V! каждого компонента смеси: 
  
(1.20) 
V! = m!
ρ!
9 

где V! – объём компонента смеси, м3; m! – масса компонента смеси, кг; 
ρ! – плотность компонента, кг/ м3. 
По данным графы 7 по формуле (1.3) вычисляется объемный состав смеси. 
Преимущество второго метода заключается в том, что для одного 
потока, кроме его состава, определяются также объём и количество молей каждого компонента и всей смеси. Эти дополнительные данные могут быть необходимы при технологическом расчете аппаратов. 
Пример 2. В аппарат поступает сырье (поток F) с расходом 
5000 кг/ч нефтепродукта известного фракционного состава. Определить среднюю молекулярную массу каждой узкой фракции, среднюю 
молекулярную массу всего нефтепродукта. Рассчитать массовые 
и мольные потоки компонентов сырья и мольный состав смеси.  
Исходные данные и результаты расчета отражены в табл. 1.3. 
Таблица 1.3 
Результаты расчета для примера 2 
Компоненты 
% 
мас. 
Msr, 
кг/кмоль 
Сmas!, 
мас. 
Fmas!, 
кг/ч 
Fmol!, 
кмоль/ч
Сmol!, 
мол. 
tsr, 
оС 
Mср, 
кг/кмоль 
доли 
доли 
1 
2 
3 
4 
5 
6 
7 
8 
9 
134,26 
20,0 
30,0 
50,0 
0,2 
0,3 
0,5 
1000 
1500 
2500 
90 
150 
210 
95,1 
127,5 
167,1 
10,515 
11,765 
14,961 
0,2824 
0,3159 
0,4017 
60–120 
120–180 
180–240 
∑ 
100,0 
1,00 
5000 
– 
– 
– 
37,241 
1,0000 
Массовые проценты фракций делением на 100 преобразуются 
в массовые доли и записываются в графе 3 табл. 1.3. Массовые потоки 
компонентов сырья (графа 4) вычисляются умножением массовых долей компонентов сырья на общее количество поступающего сырья F: 
Fmas! = Fmas ∙Cmas!, 
(1.21) 
где Fmas! – массовый расход компонента, кг/ч; Fmas – массовый расход 
сырья, кг/ч; Cmas!  – массовые доли компонентов сырья. 
Для каждой узкой фракции рассчитывается средняя температура 
кипения (графа 5) как среднее арифметическое между началом и концом кипения фракции:  
10