Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

Кафедра: РЭНГМ

Курсовая работа

По курсу: «Сбор и подготовка скважинной продукции»

По теме: «Расчет материального баланса дожимной насосной установки»

Выполнил: студент гр. НР-07-8

Карпухин В.А.

Проверил: Галикеев Р.М.

Тюмень 2011 г.

ЗАДАНИЕ

на курсовую работу по курсу «Сбор и подготовка скважиной продукции»

материальный баланс дожимная насосная установка

Ф.И.О. студента: Карпухин Владимир Александрович

Группа НР-07-8

Дата выдачи задания: 15 сентября 2011 г.

Срок представления работы: 5 декабря 2011 г.

Тема курсового работы: «Рассчитать материальный баланс ДНС с УПСВ производительностью 1,0 млн. т/год по товарной нефти; годовая продолжительность 350 дней; обводненность сырой нефти 50 %мас.; содержание воды в нефти на выходе из установки 10 %мас; содержание углеводородов в товарной воде 0,1%мас. Давление стадии сепарации 0,45 МПа; температура стадии сепарации 20ОС. Давление стадии отстаивания 0,2 МПа; температура стадии отстаивания 50ОС.»

Состав входящей нефти

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти (z), % мол.	Молекулярная масса (М), кг/кмоль
1	Диоксид углерода (СО)	0,09	44
2	Азот (N2)	0,18	28
3	Метан (СН)	12,87	16
4	Этан (СН)	0,94	30
5	Пропан (СН)	2,29	44
6	n-Бутан (n-СН)	1,15	58
7	i-Бутан (i-СН)	2,52	58
8	n-Пентан (n-СН)	1,80	72
9	i-Пентан (i-СН)	2,20	72
10	Гексан и выше (СН +)	75,96	86
		100,00	-

Перечень подлежащих разработке вопросов в расчетно-пояснительной записке:

· Рисунок принципиальной технологической схемы объекта и ее описание

· Описание и принцип действия типового аппарата

· Расчет материального баланса установки в целом и по стадиям

Руководитель курсового проектирования,

доцент кафедры РЭНГМ Р.М. Галикеев

Задание подшивается в пояснительную записку после титульного листа.

СОДЕРЖАНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
• 1.1 Общие сведения о системы сбора и подготовки
• 1.2 Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции (ДНС)
• 1.3 Принцип работы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)
• 1.4 Отстойники
• 2. РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ (ДНС)
• 2.1 Материальный баланс первой ступени сепарации
• 2.2 Материальный баланс второй ступени сепарации
• 2.3 Расчет материального баланса сброса воды
• 2.4 Общий материальный баланс установки

ВВЕДЕНИЕ

Добыча нефти и газа с технической точки зрения - это совокупность технологических процессов, осуществляемых на нефтегазодобывающих предприятиях для получения этих продуктов в определённом количестве и определённого качества.

Важнейшие из этих процессов - эксплуатация скважин, сбор, подготовка и транспорт нефти и газа.

Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях - это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Основными технологическими установками, входящими в состав системы сбора и подготовки, являются:

· дожимная насосная станция (ДНС);

· дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ);

· установка предварительного сброса воды (УПСВ);

· установка подготовки нефти (УПН), которая входит в состав ЦПС.

Подготовка нефти и газа - это технологические процессы, осуществляемые с целью приведения их качества в соответствие с требованиями действующих стандартов и технических условий.

При подготовке нефти проводят её обезвоживание (отделение воды) обессоливание (удаление солей) или стабилизацию. При необходимости применяют сочетание этих процессов. Подготовленную нефть по магистральным нефтепроводам или в цистернах по железной дороге подают на нефтеперерабатывающие заводы и другим потребителям.

Газ подготавливают для его дальнейшего транспортирования по газопроводам, приведения его качества в соответствие с предъявляемыми

требованиями, определяемыми из условий безопасного использования его потребителями, а также с целью получения сырья для нефтехимии и других отраслей народного хозяйства.

Универсальной системы сбора нефти, газа и воды, т.е. такой, которую можно было бы эффективно применять на любом месторождении, не существует. Каждое месторождение имеет свои особенности, связанные с природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объёмами добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды. Поэтому на каждом месторождении применяют такую систему сбора продукции скважин, которая наиболее приемлема для данного месторождения.

1. ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

1.1 Общие сведения о системы сбора и подготовки

Сбор нефти на промысле осуществляют по системе, в общем случае состоящей из мерника, насоса, труб и сырьевых резервуаров нефтесборного пункта. Однако перечисленные элементы не всегда являются обязательными, состав их может быть меньшим, например, могут отсутствовать насос, сырьевые резервуары, а мерник представлять элемент так называемой индивидуальной или групповой установки, в которой, кроме определения производительности скважины, осуществляется также и сепарация газа.

Систему, в которой имеются индивидуальные установки, называют системой сбора нефти с индивидуальными установками, а систему, в которой имеются групповые установки, называют системой сбора нефти с групповыми установками. Если вместе с нефтью по одной трубе собирают газ, то такую систему называют системой совместного сбора нефти и газа или однотрубной, в отличие от системы, в которой нефть собирается по одной трубе, а газ - по другой. Наименование системы происходит от среды, перемещаемой по ней, а не от элемента, составляющего систему.

Система сбора нефти, в зависимости от требований нефтепереработки, может быть для каждого ее типа самостоятельной, исключающей смешение нефтей различных типов, добываемых на промысле. Иногда бывает целесообразно иметь на промысле отдельную систему для сбора необводненной нефти, что позволяет такую нефть, называемую чистой, сдать непосредственно нефтепроводному управлению, минуя процесс ее обезвоживания на нефтесборном пункте.

В зависимости от степени заполнения трубы нефтью системы разделяются на самотечные и напорные.

В самотечных системах движение нефти происходит под влиянием гравитационных сил, определяемых разностью вертикальных отметок в начале и конце системы. Если при этом в трубе имеется свободная поверхность нефти, то есть нефть движется неполным сечением, то такие системы называются свободносамотечными, а при отсутствии свободной поверхности - напорносамотечными. Чаще встречаются самотечные системы, в которых одни участки являются свободносамотечными, а другие - напорносамотечными. Самотечные системы применяются там, где рельеф местности позволяет обеспечить перемещение нефти под влиянием геометрической разности высот начального и конечного пунктов ее сбора, без применения насосов. Свободносамотечные участки труб являются наиболее маневренными в отношении их пропускной способности.

В напорных системах сбора нефти ее перемещение осуществляется принудительно под влиянием напора, развиваемого поршневым или центробежным насосами.

К напорным системам могут быть причислены системы, в которых движение нефти происходит под влиянием напора, создаваемого пластовой энергией, определяемой давлением в головке фонтанной скважины или в газосепараторе.

На старых месторождениях широко применяются негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора. Характерной особенностью самотечной системы является то, что жидкость после замерной установки движется за счет разности геодезических отметок начала и конца трубопровода, направляясь в промежуточные резервуары, что приводит к высоким потерям нефти от испарения (до 3-5 %).

Все новые месторождения обустраивают герметизированными системами сбора, подготовки и транспорта продукции скважин, позволяющими полностью исключить потери легких фракций нефти (рис. 1.1).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1.1. Схема сбора и транспорта нефти:

1 - скважины, 2 - выкидные линии, 3 - сборный коллектор, 4 - газосборный коллектор, 5 - нефтесборный коллектор, 6 - водопровод

Продукция скважин по выкидным линиям поступает в автоматические групповые замерные установки (АЗГУ), где производится поочередное измерение количества добываемых из каждой скважины нефти, газа и воды. Затем по сборному коллектору 3 совместно продукция скважин направляется в дожимную насосную станцию (ДНС). На этом этапе давление нефти снижается от 1,0-1,5 МПа на устье скважин до 0,7 МПа на входе в ДНС. На ДНС производится первая ступень сепарации до 0,3 МПа. Отсепарированный газ под собственным давлением направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а газонасыщенная нефть и вода по сборному коллектору 5 насосами перекачиваются на центральный пункт сбора (ЦПС). Здесь в установках комплексной подготовки нефти (УКПН) происходит окончательная стабилизация нефти и ее обезвоживание и обессоливание

Товарная нефть собирается в товарном резервуарном парке (РП). Вода, пройдя установку подготовки воды (УПВ), закачивается в пласт для поддержания в нем давления. Газ поступает на ГПЗ, где из него выделяются тяжелые углеводороды и «сухой» газ. Газ компрессорами подается в магистральный газопровод. Жидкая часть разделяется на сжиженный углеводородный газ (СУГ) и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), которые по магистральным нефтепродуктопроводам или по железной дороге направляются потребителям.

К современным системам сбора, транспорта и подготовки нефти должны предъявляться основные требования: высокая экономичность системы в части ее металлоемкости, стоимости капитальных вложений и эксплуатационных расходов; полная герметизация системы сбора нефти и газа по всему пути движения от скважины до пунктов их подготовки; ввод в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений; малообъектность и надежность в эксплуатации; возможность автоматизации и телемеханизации объектов; возможность снижения протяженности автомобильных дорог, уменьшение расхода служебного транспорта; сокращение эксплуатационного персонала; возможность более полного использования ресурсов нефтяных газов, извлекаемых с нефтью и др.

На основании этих требований промысловые системы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и пластовой воды должны рассматриваться как единая технологическая система со взаимосвязанными системами-процессами, охватывающая не только отдельный промысел, но и целый нефтедобывающий район. На промыслах должно быть минимальное число объектов, при концентрации всех основных из них на пункте сбора.

При решении этих задач необходимо соблюдение следующих условий.

Максимальное использование избытка пластовой энергии либо напора, создаваемого глубинными насосами, достаточного для транспорта продукции скважин до центральных пунктов сбора, либо дожимных насосно-сепарационных установок.

Применение однотрубного транспорта нефти и газа от скважин до сепарационных установок либо центральных пунктов сбора.

Применение многоступенчатой сепарации нефти с последующим бескомпрессорным транспортом газа первой ступени сепарации и транспорта газонасыщенной нефти до пунктов сбора и подготовки, позволяющее полностью исключить из нефтепромыслового хозяйства компрессорные станции, мелкие пункты сбора и ряд других технологических объектов.

Размещение концевых сепарационных установок на центральном пункте сбора в непосредственной близости от объектов подготовки нефти, газобензиновых заводов и районных компрессорных станций, позволяющее более полно и рационально использовать наиболее ценную часть ресурсов попутных газов и более квалифицированно осуществить подготовку нефти.

1.2 Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции (ДНС)

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до установок предварительного сброса воды (УПСВ) или цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Обычно ДНС применяются на отделенных месторождениях.

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа - под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50куб.м. и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены:

· для приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;

· сепарация нефти от газа;

· поддержание постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторской ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных.

1. Автоматическое отключение насосов при при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.

2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателя. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.

3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.

4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 - 12 куб.м., оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на приеме основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин м применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

1.3 Принцип работы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов - деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.

На ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 - 10% (мас).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента - деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.



Рис. 1.3. Принципиальная схема дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Оборудование: С-1; С-2 - нефтегазосепараторы (НГС), ГС - газосепараторы; ОГ - отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 - центробежные насосы. Потоки: ГВД на УКПГ - газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; ГНД - газ низкого давления

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосов.

1.4 Отстойники

Для отстоя нефтяных эмульсий после нагрева их в блочных или стационарных печах применяются отстойники. Наиболее распространены отстойники с нижним распределенным вводом сырья и вертикальным его движением в отстойнике (ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200) и отстойники с радиальным вводом сырья и горизонтальным его движением в отстойнике (ОБН).

Отстойник типа ОГ-200 (ОГ-200С, ОГ-200П) предназначен для отстоя нефтяных эмульсий с целью их разделения на составляющие - нефть и пластовую воду. Допускается применение установки для подготовки легких и средних нефтей, не содержащих сероводород и другие агрессивные в коррозионном отношении компоненты.

В шифре приняты следующие обозначения: ОГ -- отстойник горизонтальный; первая цифра -- вместимость емкости (м3); С -- с сепарационным отсеком.

Отстойник ОГ-200С (рис. 2.11) представляет горизонтальную стальную цилиндрическую емкость диаметром 3400 мм с эллиптическими днищами. При помощи перегородки 3 емкость разделена на два отсека, из которых левый I является сепарационным, а правый II -- отстойным. Левый и правый отсеки емкости сообщаются друг с другом при помощи двух распределителей, представляющих собой стальные трубы 8 с наружным диаметром 426 мм, снабженные отверстиями в верхней части. Над отверстиями распределителей располагаются распределители эмульсии коробчатой формы 7, имеющие на своих боковых гранях отверстия.



Рис. 2.11. Отстойник ОГ-200С.

В верхней части сепарационного отсека находится сепаратор газа 2, соединенный при помощи фланцевого угольника со штуцером выхода газа 10, расположенным в левом днище. В верхней части правого отсека размещены четыре сборника нефти 4, соединенные с коллектором и штуцером выхода отстоявшейся нефти. В нижней части этого отсека имеется штуцер 6 для удаления отделившейся воды.

Подогретая нефтяная эмульсия через штуцер I поступает в распределитель, расположенный в верхней части сепарационного отсека 7. При этом из обводненной нефти выделяется часть газа, находящаяся в ней как в свободном, так и в растворенном состоянии. Отделившийся газ через штуцер 10 сбрасывается в сборную сеть.

Уровень жидкости в сепарационном отсеке регулируется при помощи регулятора межфазного уровня, поплавковый механизм которого врезается в люк 9. Дегазированная нефть из сепарационного отсека поступает в два коллектора 8, находящиеся в отстойном отсеке II. Из коллекторов нефть поступает под коробчатые распределители и через отверстия, просверленные в их боковых пoвepхнocтяx, направляется тонкими струйками под уровень пластовой воды в отсеке.

Благодаря наличию коробчатых распределителей нефть приобретает вертикальное движение по значительной площади агрегата. Обезвоженная нефть всплывает вверх и поступает в сборники 4, расположенные в верхней части отстойного отсека, и через штуцер 5 выводится из аппарата. Отделившаяся от нефти пластовая вода поступает в правую часть отстойника и через штуцер 6 с помощью поплавкового регулятора межфазного уровня сбрасывается в систему подготовки промысловых вод.

Отстойник ОГ-200С поставляется комплектно с контрольно-измерительными приборами, позволяющими осуществлять автоматическое регулирование уровней раздела «нефть--газ» и «нефть--пластовая вода» в отсеках, а также местный контроль за давлением среды в аппарате, уровнями раздела «нефть -- газ» и «нефть -- пластовая вода».

Техническая характеристика отстойника ОГ-200С приведена ниже:

рабочая среда …………………………нефть, газ, пластовая вода

пропускная способность по товарной нефти, т/сут………до 6000

рабочее давление, МПа …………………..…………………… 0,6

температура среды , °С……………..……………………… до 100

вместимость аппарата, м3…………………………………..…..200

габаритные размеры, мм ……..….…………25 420 6 660 5780

масса, кг…………………………..…………………………..48 105

2. РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ (ДНС)

Исходные данные для расчета:

Годовая производительность установки по товарной нефти -1000000 тонн/год

Обводненность сырой нефти - 50%

Давление первой стадии сепарации - 0,45 МПа

Температура первой стадии сепарации - 20ОС.

Давление второй стадии сепарации - 0,2 МПа;

Температура второй стадии сепарации - 50ОС.

Компонентный состав нефти приведен в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Комплексный состав нефти

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти , % мол.
1	Диоксид углерода (СО)	0,09
2	Азот (N2)	0,18
3	Метан (СН)	12,87
4	Этан (СН)	0,94
5	Пропан (СН)	2,29
6	n-Бутан (n-СН)	1,15
7	i-Бутан (i-СН)	2,52
8	n-Пентан (n-СН)	1,80
9	i-Пентан (i-СН)	2,20
10	Гексан и выше (СН +)	75,96
	Итого	100,00

2.1 Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно

Р=0.45 МПа; t=20 ОС

Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,6 - 1,1МПа) с достаточным для практических целей точностью можно производить по закону Рауля - Дальтона:

(2.1)

где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находяйщейся в равновесии с жидким остатком.; - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; - константа фазового равновесия i-го компонента при условии сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р=0.7 МПа и температуре t=15 ОС).

Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:

(2.2)

где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии;

- мольная доля отгона.

Поскольку то по уравнению (2.2) получим:

 (2.3)

Уравнение (2.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии - 1100000 тонн/год часовая производительность установки составит:

кг/ч

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия () с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.2.

Таблица 2.2

Исходные данные для расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти (z), % мол.	Молекулярная масса (М), кг/кмоль
1	Диоксид углерода (СО)	0,09	44	47,2
2	Азот (N2)	0,18	28	116,9
3	Метан (СН)	12,87	16	51,73
4	Этан (СН)	0,94	30	8,27
5	Пропан (СН)	2,29	44	1,85
6	n-Бутан (n-СН)	1,15	58	0,62
7	i-Бутан (i-СН)	2,52	58	0,88
8	n-Пентан (n-СН)	1,80	72	0,12
9	i-Пентан (i-СН)	2,20	72	0,17
10	Гексан и выше (СН +)	75,96	86	0,036
		=100	-	-

Составим уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:

Путем подбора определим такую величину , при которой выполняется условие:

Подбор величины приводится в табл. 2.3

Таблица 2.3

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	N'= 15	N'=13,71	N'=13
Диоксид углерода (СО)	0,00536	0,00579	0,00606
Азот (N2)	0,01145	0,01246	0,01310
Метан (СН)	0,77329	0,83691	0,87659
Этан (СН)	0,03719	0,03893	0,03997
Пропан (СН)	0,03757	0,03794	0,03815
n-Бутан (n-СН)	0,00756	0,00752	0,00750
i-Бутан (i-СН)	0,02258	0,02255	0,02253
n-Пентан (n-СН)	0,00249	0,00246	0,00244
i-Пентан (i-СН)	0,00427	0,00422	0,00419
Гексан и выше (СН +)	0,03197	0,03151	0,03126
У Yi	0,93373	1,00029	1,04179

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 13,71 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведён в табл. 2.4.

Таблица 2.4

Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти zi'	Газ из сепаратора	Нефть из сепар. Nноi=zi'-Nгоi	Xi'=((zi'-Nгоi)/У(zi'-Nгоi))*100, %
		Молярная концентр. Yi'	Моли Nгоi=N'*Yi'
СО	0,09	0,00579	0,0794	0,0106	0,012
N2	0,18	0,01246	0,1708	0,0092	0,011
СН	12,87	0,83691	11,4740	1,3960	1,618
СН	0,94	0,03893	0,5338	0,4062	0,471
СН	2,29	0,03794	0,5202	1,7698	2,051
n-СН	1,15	0,00752	0,1031	1,0469	1,213
i-СН	2,52	0,02255	0,3091	2,2109	2,562
n-СН	1,8	0,00246	0,0337	1,7663	2,047
i-СН	2,2	0,00422	0,0579	2,1421	2,483
СН +	75,96	0,03151	0,4320	75,5280	87,532
Итого	100	1,00029	13,7139	86,2861	100

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в табл. 2.5

Таблица 2.5

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти zi' %	Массовый состав сырой нефти Mci=zi'*Mi'	Массовый состав газа из сепаратора Mгi=Nгоi*Mi'	Массовый состав нефти из сепаратора Mнi=Mсi-Mгi	Масса выделивщегося газа, относительно сырой нефти Rгi=(Mгi/Mci)*100, %
СО	0,09	3,96	3,4941	0,466	88,234
N2	0,18	5,04	4,7825	0,257	94,891
СН	12,87	205,92	183,5835	22,336	89,153
СН	0,94	28,20	16,0131	12,187	56,784
СН	2,29	100,76	22,8889	77,871	22,716
n-СН	1,15	66,70	5,9812	60,719	8,967
i-СН	2,52	146,16	17,9289	128,231	12,267
n-СН	1,8	129,60	2,4247	127,175	1,871
i-СН	2,2	158,40	4,1659	154,234	2,630
СН +	75,96	6532,56	37,1523	6495,408	0,569
Итого	100	7377,3	298,4152	7078,885	4,045

- массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Плотность газа:

Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и температуре 0 ОС):

Таблица 2.6

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси	Молярная концентрация	Молекулярная масса (Mi)	Массовый состав Мср	Содержание тяжелых углеводородов г/м3
Диоксид углерода (СО)	0,0058	44	1,17	~
Азот (N2)	0,0125	28	1,60	~
Метан (СН)	0,8367	16	61,49	~
Этан (СН)	0,0389	30	5,36	~
Пропан (СН)	0,0379	44	7,67	312,03167
n-Бутан (n-СН)	0,0075	58	2,00	81,538969
i-Бутан (i-СН)	0,0225	58	6,01	244,41439
n-Пентан (n-СН)	0,0025	72	0,81	33,054807
i-Пентан (i-СН)	0,0042	72	1,40	56,79107
Гексан и выше (СН +)	0,0315	86	12,44	506,47682
Итого	1,0000	~	100,0	1234,3077

В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ. Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учетом обводненности нефти.

Сырая нефть имеет обводненность 50% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составит

кг/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:



кг/ч.

кг/ч,

кг/ч.

Правильность расчета материального баланса определится выполнением условия:

;

кг/ч;

;

кг/ч.

Уравнение выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 2.7.

Таблица 2.7

Материальный баланс сепарации первой ступени

	Приход	Расход
	% масс	кг/ч	т/г		% масс	кг/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	97.98
в том числе:				в том числе:
нефть	50	59523.81	500000	нефть	48.97	57116.07	479775
вода	50	59523.81	500000	вода	51.03	59523.81	500000
				Всего	100	116639.88	979775
ИТОГО	100	119047.62	1000000	Газ	2.02	2407.74	20225
				ИТОГО	100	119047.62	1000000

2.2 Материальный баланс второй ступени сепарации

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

Р=0.2 МПа; t=50 ОС

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия () с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.8.

Таблица 2.8

Исходные данные для расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти (z), % мол.	Молекулярная масса (М), кг/кмоль
1	Диоксид углерода (СО)	0,012	44	284.5
2	Азот (N2)	0,011	28	319.6
3	Метан (СН)	1,618	16	156.85
4	Этан (СН)	0,471	30	30.06
5	Пропан (СН)	2,051	44	8.50
6	n-Бутан (n-СН)	1,213	58	3.15
7	i-Бутан (i-СН)	2,562	58	4.26
8	n-Пентан (n-СН)	2,047	72	0.79
9	i-Пентан (i-СН)	2,483	72	1.01
10	Гексан и выше (СН +)	87,532	86	0.267
		100	-	-

Составим уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:

Путем подбора определим такую величину , при которой выполняется условие:

Подбор величины приводится в табл. 2.9

Таблица 2.9

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	N'= 5.1	N'= 3,699	N'= 3
Диоксид углерода (СО)	0,00221	0,00297	0,00359
Азот (N2)	0,00204	0,00275	0,00333
Метан (СН)	0,28361	0,37515	0,44716
Этан (СН)	0,05704	0,06823	0,07564
Пропан (СН)	0,12610	0,13647	0,14231
n-Бутан (n-СН)	0,03443	0,03539	0,03589
i-Бутан (i-СН)	0,09358	0,09740	0,09942
n-Пентан (n-СН)	0,01635	0,01630	0,01627
i-Пентан (i-СН)	0,02507	0,02507	0,02507
Гексан и выше (СН +)	0,24279	0,24022	0,23897
У Yi	0,88321	0,99996	1,08765

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 3,699 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведён в табл. 2.10.

Таблица 2.10

Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти zi'	Газ из сепаратора	Нефть из сепар. Nноi=zi'-Nгоi	Xi'=((zi'-Nгоi)/У(zi'-Nгоi))*100, %
		Молярная концентр. Yi'	Моли Nгоi=N'*Yi'
СО	0,012	0,00297	0,0110	0,0010	0,001
N2	0,011	0,00275	0,0102	0,0008	0,001
СН	1,618	0,37515	1,3877	0,2303	0,239
СН	0,471	0,06823	0,2524	0,2186	0,227
СН	2,051	0,13647	0,5048	1,5462	1,606
n-СН	1,213	0,03539	0,1309	1,0821	1,124
i-СН	2,562	0,09740	0,3603	2,2017	2,286
n-СН	2,047	0,01630	0,0603	1,9867	2,063
i-СН	2,483	0,02507	0,0927	2,3903	2,482
СН +	87,532	0,24022	0,8886	86,6434	89,971
Итого	100	0,99996	3,699	96,3011	100,000

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в табл. 2.11

Таблица 2.11

Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти zi' %	Массовый состав сырой нефти Mci=zi'*Mi'	Массовый состав газа из сепаратора Mгi=Nгоi*Mi'	Массовый состав нефти из сепаратора Mнi=Mгсi-Mгi	Масса выделивщегося газа, относительно сырой нефти Rгi=(Mгi/Mci)*100, %
СО	0,012	0,528	0,4837	0,044	91,616
N2	0,011	0,308	0,2848	0,023	92,468
СН	1,618	25,888	22,2027	3,685	85,765
СН	0,471	14,130	7,5720	6,558	53,588
СН	2,051	90,244	22,2119	68,032	24,613
n-СН	1,213	70,354	7,5936	62,760	10,793
i-СН	2,562	148,596	20,8956	127,700	14,062
n-СН	2,047	147,384	4,3406	143,043	2,945
i-СН	2,483	178,776	6,6766	172,099	3,735
СН +	87,532	7527,752	76,4186	7451,333	1,015
Итого	100	8203,960	168,6802	8035,280	2,056

- массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Плотность газа:



Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и температуре 0 ОС):

Таблица 2.12

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси	Молярная концентрация	Молекулярная масса (Mi)	Массовый состав Мср	Содержание тяжелых углеводородов г/м3
Диоксид углерода (СО)	0,0030	44	0,29	~
Азот (N2)	0,0027	28	0,17	~
Метан (СН)	0,3752	16	13,16	~
Этан (СН)	0,0682	30	4,49	~
Пропан (СН)	0,1365	44	13,16	453,01526
n-Бутан (n-СН)	0,0354	58	4,50	154,87318
i-Бутан (i-СН)	0,0974	58	12,39	426,16911
n-Пентан (n-СН)	0,0163	72	2,57	88,526877
i-Пентан (i-СН)	0,0251	72	3,96	136,16985
Гексан и выше (СН +)	0,2402	86	45,31	1558,5669
Итого	1,0000	~	100	2817,3212

Составим материальный баланс блока без сбора воды:

кг/ч.

Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью по нефти и общей производительностью соответственно:

кг/ч,

кг/ч.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 2.13.

Таблица 2.13

Материальный баланс сепарации второй ступени

	Приход	Расход
	% масс	кг/ч	т/г		% масс	кг/ч	т/г
Эмульсия				Эмуль-сия	99
в том числе:				в том числе:
нефть	48.97	57116.07	479775	нефть	48,45	55941,76	469910,8
вода	51.03	59523.81	500000	вода	51,55	59523,81	500000
				Всего	100	115465,57	969910,8
ИТОГО	100	116639.88	979775	Газ	1,0	1174,31	9864,2
				ИТОГО	100	116639,88	979775

2.3. Расчет материального баланса сброса воды

Поток сырой нефти производительностью Qсеп входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:

Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)

Rнсеп = 100 . 57116.07/ 116639,88 = 48,97 %.

Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 - 48,97 = 51,03 %.

На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в частности:

- обезвоженная нефть: вода - 10%; нефть - 90%;

- подтоварная вода: нефть - 0,1%; вода - 99,9%.

Обозначим: Qнот = Н - количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; Qвот = В - количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.

Тогда составим систему уравнений:

Qсеп . Rнсеп = 0,90 . Н + 0,001 . В

Qсеп . Rвсеп = 0,10 . Н + 0,999 . В.

Решая эту систему, получаем

кг/ч

кг/ч

Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны

Qнот = 63406 кг/ч, в том числе:

- нефть - 0,90.Qнот= 0,90. 63406 =57065,32 кг/ч;

- вода - 0,10.Qнот= 0,10. 63405,9 = 6340,59 кг/ч.

Qвот = 53234 кг/ч, в том числе:

- вода 0,999.Qвот = 0,999. 53234 = 53180,7 кг/ч;

- нефть - 0,001.Qвот=0,001. 53234 = 53,2кг/ч.

Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в табл. 2.14.

Таблица 2.14

Материальный баланс блока сепарации второй ступени и сброса воды

Приход	Расход
	% масс	кг/ч	т/г		% масс	кг/ч	т/г
Эмульсия				Обезвоженная нефть	54,36
в том числе:
нефть	48.97	57116.07	479775	в том числе:
вода	51.03	59523.81	500000	нефть	90	57065,3	479348,5
				вода	10	6340,59	53260,9
				Всего	100	63405,9	532609,4
				Подтоварная	45,64
				вода
				в том числе:
				вода	99,9	53180,7	446717,88
				нефть	0,1	53,2	446,88
				Всего	100	53233,9	447164,76
				Газ	0,0001	0,08	0,672
Итого	100	116639.88	979775	Итого	100	116639,88	979775

2.4 Общий материальный баланс установки

На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 2.15.

Таблица 2.15

Общий материальный баланс установки

		Приход				Расход
	% масс	кг/ч	т/г		% масс	кг/ч	т/г
Эмульсия				Подготовленная	53,26
в том числе:				нефть
- нефть	50	59523.81	500000	в том числе:
- вода	50	59523.81	500000	- нефть	90	57065,3	479348,5
				- вода	10	6340,59	53260,9
				Всего	100	63405,9	532609,4
				Газ	2,02	2407,74	20225
				Подтоварная	44,72
				вода
				в том числе:
				вода	99,9	53180,7	446717,88
				нефть	0,1	53,2	446,88
				Всего	100	53233,9	447164,76
Итого	100	119047.62	1000000	Итого	100	119047,6	999999,2

Размещено на Allbest.ru