Газ из депульсатора подается в аппарат
через штуцер ввода газа, проходит успокоительную перегородку, секцию
коалесценции, где происходит дополнительное отделение капельной жидкости.
Окончательная очистка газа производится струнным каплеотбойником.
Вода с незначительным содержанием нефти
подается из депульсатора в нижнюю часть аппарата через штуцер входа воды. В
нижней части аппарата вода окончательно отделяется от нефти, накапливается до
перегородки секции сбора нефти и отводится через штуцер выхода воды.
Нефть с незначительным содержанием газа и
воды подается в вводное устройство, где плавно распределяется по верхнему
уровню жидкой фазы, не перемешивая поток с водой, проходит через успокоительную
перегородку, секцию коалесценции, где происходит окончательное отделение остатков
газа и воды, поступает в секцию сбора нефти и оттуда выводится из аппарата.
В зависимости от свойств нефтеводогазовой
смеси допускается поставка установки УПСВ без депульсатора.
Технологическая схема УПСВ разработана на
основе технологического оборудования "УПСВ-200" производства ПГ
"Генерация", конструкция которого дорабатывается согласно требованиям
заказчика.
Кроме основного аппарата в составе УПСВ
используется вспомогательное оборудование:
Выбор контрольно-измерительных приборов и
средств автоматики производиться специалистами КИПиА ПГ "Генерация" и
согласовывается с заказчиком.
Предлагаемая установка предварительного
сброса воды (УПСВ) разработана на основании исходных материалов, полученных от
предполагаемого заказчика. Она предполагает использование оборудования,
выпускаемого ПГ "Генерация", а также существующего технологического
оборудования имеющегося в распоряжении заказчика.
В основу технологии УПСВ положены
технические решения, разработанные СибНИИНП для организации предварительного
сброса воды в системах сбора на месторождениях Западной Сибири в газонасыщенном
состоянии при естественной температуре поступающего сырья. По представленной
информации естественная температура поступающего на УПСВ сырья в течение года
изменяется от +24 до +27°С. Такая температура с использованием де-эмульгатора
достаточна для предварительного разделения эмульсии, образуемой нефтью.
Учитывая что с ростом обводненности температура поступающего на УПСВ сырья
будет расти, применение в составе УПСВ нагревателей нецелесообразно. Это
повышает безопасность и надежность УПСВ, упрощает обслуживание, снижает
затраты. Кроме того, снимается проблема солеотложений, возникающая при
нагревании высокообводненных эмульсий.
Водная фаза содержит солеобразующие ионы
(кальция, бикарбоната), что характерно для попутно добываемых вод
Западно-Сибирского региона.
Эффективность работы установок УПСВ во
многом зависит от свойств поступающей водонефтяной смеси, главным образом, от
ее устойчивости.
Осуществление предварительного сброса воды
возможно производить на ДНС и ЦПС. Обработка нефти на ЦПС зачастую
осуществляется после полного разгазирования, имеет ряд преимуществ.
Существуют два различных варианта
осуществления процесса сброса воды на ДНС в газонасыщенном состоянии:
· первый вариант, когда
разделение газовой, нефтяной и водной фаз производится в одном аппарате
(трехфазном сепараторе). Данный вариант применяется в том случае, если не
предъявляются повышенные требования к качеству выходящих с установки воды,
нефти и газа, а также при небольшой (до 10 тыс. м2/сут.)
производительности УПСВ;
· во втором варианте
разделение фаз осуществляется последовательно в разных аппаратах. Сначала в
нефтегазовом сепараторе от жидкости отделяется свободный газ, затем жидкость
направляется в аппарат - водоотделитель (отстойник), где происходит ее
разделение на нефтяную и водную фазы. Данный вариант позволяет обеспечить
получение нефти, содержащей до 5% воды, и воды,
содержание нефтепродуктов в которой
составляет 20-50 мг/л, при производительности УПСВ 10 тыс. м2/сут. и
выше.
В качестве водоотделителя (отстойника)
предлагается использовать аппараты УПСВ объемом 200 м2, конструкция
которых предусматривает разделение жидкостей за счет разностей плотностей и
интенсификации процесса при использовании коалесцирующих элементов, выполненных
в виде пакетов и пластин из нержавеющей стали (рис. 1).
Уровень раздела фаз "нефть-вода"
в УПСВ поддерживается на необходимой высоте при помощи регулятора уровня и
клапана, установленного на линии выхода воды из аппарата.
Давление в УПСВ поддерживается при помощи
клапана, установленного на линии вывода нефти.
Обезвоженная нефть из отстойников
водоотделителей (УПСВ) подается на насосы внешней откачки или в имеющиеся
резервуары.
С целью повышения эффективности работы
УПСВ предлагается применение специальной технологии дозирования деэмульгаторов,
предусматривающей обработку сырой нефти, содержание воды в которой превышает 60
%, т.е. являющейся, по сути, эмульсией типа "нефть в воде".
Сущность технологии дозирования
деэмульгаторов в высоко обводненную нефть, представляющей собой эмульсию типа
"нефть в воде", состоит в следующем:
после выкида насоса внешней откачки ДНС до
узла учета отбирается часть нефти, которая по самостоятельному трубопроводу
возвращается в поток газожидкостной смеси перед УПОГ;
в этот трубопровод при помощи дозирующего
насоса блока реагентного хозяйства (БРХ) подается реагент - деэмульгатор в
товарной форме;
далее при совместном движении с
возвращаемой нефтью деэмульгатор растворяется в ней и уже в виде раствора
попадает в сырье.
Такой способ введения деэмульгатора в
высоко обводненную нефть по сравнению с подачей его в товарной форме, т.е. в
концентрированном виде, позволяет избежать прямого попадания деэмульгатора в
водную фазу, когда он не доходит до эмульсии, а сбрасывается с водой из
отстойника, не выполняя своих функций, что приводит к перерасходу реагента и
ухудшению качества нефти и воды.
При реализации данной технологии следует
придерживаться рекомендаций РД 29-0148070-225-88Р "Технология подготовки
нефти с применением отечественных деэмульгаторов для месторождений Западной
Сибири".
Прежде всего, диаметр трубопровода, по
которому транспортируется нефтереагентная смесь от БРХ к точке подачи перед
УПОГ, должен быть выбран таким, чтобы скорость движения жидкости в нем была
более 1,5 м/сек., а концентрация получаемого при этом раствора реагента
0,2-0,5%.
При производительности УПСВ 10-15 тыс. м2/сут.
может быть использована труба для нефтереагентопровода с внутренним диаметром
~25 мм.
Преимущество вышеуказанной технологии
дозирования деэмульгатора заключаются в том, что подача в виде разбавленного
раствора по сравнению с вводом в концентрированном виде позволяет обеспечивать
быстрое распределение его в объеме эмульсии и срабатывание.
Попутно добываемая вода, отделяющаяся на
УПСВ, кроме растворенных солей содержит растворенный газ в количестве около 90
л/м2. Состоит этот газ преимущественно из углеводородных компонентов
(метана). В этой связи в соответствии с п.2.48. ВНТП 2-85 "Нормы
технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти,
газа и воды нефтяных месторождений" такая вода не может подаваться на
насосы БКНС без предварительного разгазирования. Для этих целей на БКНС
необходима установка "буфер дегазатора".
· использование существующего
технологического и вспомогательного оборудования позволяет снизить затраты на
оборудование и строительство;
· осуществление процесса
при естественной температуре поступающего сырья без использования в технологии
нагревателей повышает безопасность и надежность установки УПСВ, упрощает ее
обслуживание, снижает стоимость, уменьшает проблемы солеотложения;
· разделение нефти и воды в
газонасыщенном состоянии при давлении первой ступени сепарации за счет
присутствия в нефти растворенного газа снижает ее плотность и вязкость,
позволяет повысить скорость расслоения фаз, качество получаемых нефти и воды;
· организация разделения
газожидкостной смеси поэтапно (вначале отделяется газ в сепараторах первой
ступени или на УПОГ, затем в отстойниках разделяются нефть и вода) позволяет
получить на каждом этапе более полное и качественное разделение фаз - газа,
нефти и воды;
· применение специальной
технологии дозирования деэмульгатора на вход в установку УПСВ в виде раствора
реагента в нефти обеспечивает быстрое и наиболее полное использование реагента,
исключает непосредственное его попадание в водную фазу, где деэмульгатор не
может проявлять свою деэмульгирующую активность. Это особенно важно в данном
случае при обработке высокообводненных нефтей, когда необходимо разделить
эмульсию с содержанием воды 60% и более, т.е. эмульсию типа "нефть в
воде";
· отсутствие в
технологической схеме УПСВ насосов и участков с большими перепадами давления
исключает передиспергирование обрабатываемой эмульсии, обеспечивая таким образом
быстрое и полное разделение фаз;
· применение в отстойниках
специальных секций коалесценции частиц дисперсной фазы, выполненных в виде
пакетов пластин из нержавеющей стали, также способствует повышению качества
разделения нефти и воды;
· система контроля и
управления УПСВ обеспечивает автоматический контроль и поддержание заданного
режима работы оборудования, предупредительную и аварийную сигнализацию,
противоаварийную защиту установки, автоматическое ведение журнала событий.
Производительность:
м3/сут (м3/ч)
|
10000 - 15000
(416,6 - 625)
|
Время
пребывания жидкости в аппарате, мин
|
37,2 - 46,8
|
Скорость
горизонтального движения жидкости в секции коалесценции, м/с
|
1,09 х 10-2
|
Время осаждения
капель воды в нефтяном слое секции коалесценции в расчетном зазоре между
листами, диаметром
|
d 200 мк - 2,45
мин. d 150 мк - 4,35 мин. d 100 мк - 9,87 мин.
|
В нефтяном слое
осядут капли воды диаметром
|
d 200 мк и
более - 100 % d 50 мк - 46 %
|
Время всплытия
капель нефти в водяном слое секции коалесценции в расчетном зазоре между
листами, диаметром:
|
d 100 мк - 1,1
мин. d 50 мк - 4,3 мин. d 25 мк - 17,5 мин.
|
В водяном слое
всплывут капли нефти диаметром
|
d 25 мк и более
- 100 % d 10 мк - 17 %
|
Масса УПСВ - 1
шт. /2200 м3
|
32 500 кг
|
2. Расчет
материального баланса установки предварительного сброса воды (УПСВ)
Исходные данные для расчета
Годовая производительность установки - 1000000 тонн/год;
Годовая продолжительность - 350 дней;
Обводненность сырой нефти - 65% мас.;
Содержание воды в нефти на выходе из установки - 0,25% мас.;
Содержание углеводородов в товарной воде - 0,1%;
Давление первой стадии сепарации - 4 МПа;
Температура первой стадии сепарации - 15 0С;
Давление стадии оттаивания - 4 МПа;
Температура стадии оттаивания - 50 0С;
Давление второй стадии сепарации - 1 МПа;
Температура второй стадии сепарации - 50 0С.
Компонентный состав нефти приведен в табл. 2.1.
Таблица 3.1. Компонентный состав нефти
Компо-нент
|
CO2
|
N2
|
CH4
|
C2H6
|
C3H8
|
i-C4H10
|
н-C4H10
|
i-C5H12
|
н-С5H12
|
С6H14 +
|
Итого
|
% мол.
|
0,25
|
0,24
|
28,17
|
1,64
|
1,45
|
1,11
|
2,75
|
1,29
|
1,95
|
61,15
|
100,00
|
2.1
Материальный баланс первой ступени сепарации
Технологией подготовки нефти
предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока
соответствуют абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:
Р = 4 МПа; t = 15 0С.
Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших
давлениях (0,4 - 0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно
производить по закону Рауля-Дальтона [4]:
, (2.1)
где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в
равновесии с жидким остатком.; - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом
случае при давлении Р = 4 МПа и температуре t = 15 0С).
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 (3.3) используется для определения методом
последовательного приближения мольной доли отгона , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.
При расходе нефтяной эмульсии Gэ -
1000000 тонн/год часовая производительность установки составит:
т/ч.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового
равновесия (Кi) 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 () Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмольКi
|
|
|
1
|
CO2
|
0,25
|
44
|
44,8
|
2
|
N2
|
0,24
|
28
|
126,8
|
3
|
CH4
|
28,17
|
16
|
55,1
|
4
|
С2Н6
|
1,64
|
30
|
8,38
|
5
|
С3Н8
|
1,45
|
44
|
1,83
|
6
|
изо-С4Н10
|
1,11
|
58
|
0,6
|
7
|
н-С4Н10
|
2,75
|
58
|
0,86
|
8
|
изо-С5Н12
|
1,29
|
72
|
0,12
|
9
|
н-С5Н12
|
1,95
|
72
|
0,16
|
10
|
С6Н14+
|
61,15
|
210
|
0,033
|
|
å
|
å100~-
|
|
|
Составляем уравнения мольных концентраций для каждого
компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти.
Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие:
Подбор величины приводится в табл. 2.3.
Таблица 2.3.
Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси
|
= 32,6= 31,69= 30,6
|
|
|
CO2
|
0,007
|
0,001
|
0,007
|
Азот N2
|
0,007
|
0,022
|
0,007
|
Метан CH4
|
0,832
|
0,820
|
0,884
|
Этан С2Н6
|
0,040
|
0,038
|
0,042
|
Пропан С3Н8
|
0,020
|
0,053
|
0,021
|
Изобутан изо-С4Н10
|
0,007
|
0,010
|
0,007
|
Н-бутан н-С4Н10
|
0,024
|
0,017
|
0,024
|
Изопентан изо-С5Н12
|
0,002
|
0,003
|
0,002
|
Н-пентан н-С5Н12
|
0,004
|
0,004
|
0,004
|
С6Н14
+
|
0,029
|
0,030
|
0,028
|
åYi
|
0,977
|
1,000
|
1,030
|
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе
сепарации выделяется 31,69 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в
молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл.2.4.
Таблица 2.4.
Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
Компонент смеси
|
Молярный состав
сырой нефти (z’i), %
|
Газ из
сепаратора
|
Нефть из
сепаратора моли (z’i - N0гi)
|
Мольный состав
нефти из блока сепараторов x’i= (z’i - N0гi).100, % Σ (z’i - N0гi)
|
|
|
Молярная
концентрация (y’i)
|
Моли
|
|
|
CO2
|
0,25
|
0,007
|
0,238
|
0,011
|
0,017
|
N2
|
0,24
|
0,007
|
0,236
|
0,004
|
0,006
|
CH4
|
28,17
|
0,855
|
27,11
|
1,061
|
1,55
|
С2Н6
|
1,64
|
0,041
|
1,304
|
0,335
|
0,491
|
С3Н8
|
1,45
|
0,021
|
0,666
|
0,784
|
1,15
|
изо-С4Н10
|
1,11
|
0,007
|
0,242
|
0,868
|
1,27
|
н-С4Н10
|
2,75
|
0,025
|
0,784
|
1,966
|
2,88
|
1,29
|
0,002
|
0,068
|
1,222
|
1,79
|
н-С5Н12
|
1,95
|
0,004
|
0,135
|
1,815
|
2,66
|
С6Н14+
|
61,15
|
0,029
|
0,922
|
60,2
|
88, 19
|
Итого
|
100
|
1,00047
|
31,70496
|
68,29504
|
100,00000
|
Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён
в табл. 2.5.
Таблица 2.5. Массовый баланс процесса сепарации первой
ступени
Компонент смеси Молярный состав сырой нефти (), %Массовый состав сырой нефти
Mic=. MiМассовый
состав газа из сепаратора
Miг=N0гi. MiМассовый состав нефти из сепаратора
Miн= Mic - MiгМасса выделившегося газа, относительно сырой нефти
Riг=100. Miг/ Mic, %
|
|
|
|
|
|
CO2
|
0,25
|
11
|
10,49502763
|
0,504972373
|
95,40934207
|
N2
|
0,24
|
6,72
|
6,607671175
|
0,112328825
|
98,32844011
|
CH4
|
28,17
|
450,72
|
433,7511998
|
16,96880021
|
96,23517922
|
С2Н6
|
1,64
|
49,2
|
39,13371715
|
10,06628285
|
79,54007551
|
С3Н8
|
1,45
|
63,8
|
29,29418183
|
34,50581817
|
45,91564551
|
изо-С4Н10
|
1,11
|
64,38
|
14,01815446
|
50,36184554
|
21,77408273
|
н-С4Н10
|
2,75
|
159,5
|
45,48726081
|
114,0127392
|
28,51865882
|
изо-С5Н12
|
1,29
|
92,88
|
4,897938563
|
87,98206144
|
5,273404999
|
н-С5Н12
|
1,95
|
140,4
|
9,701284812
|
130,6987152
|
6,909747017
|
С6Н14+
|
61,15
|
12841,5
|
193,6285251
|
12647,87147
|
1,507834172
|
Итого
|
100
|
åMic=13880,1
|
åMiг
=787,01
|
åMiн=13093,08
|
Rсмг= 5,67
|
Rсмг= 0,056 - массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг=å Miг/ åN0гi, Mсрг = 787,01/31,69 = 24,82
Плотность газа:
кг/м3,
Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и
температуре 0оС):
кг/м3,
Таблица 2.6.
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
Компонент смеси
|
Молярная
концентрация N0гi/åN0гi
|
Молекулярная
масса (Mi)
|
Массовый состав
[N0гi/åN0гi]. Mi.100, % Mсрг
|
Содержание
тяжёлых углеводородов [N0гi/åN0гi]. Mi. rср.103, г/м3 Mсрг
|
CO2
|
0,007
|
44
|
1,333
|
|
N2
|
0,007
|
28
|
0,839
|
|
CH4
|
0,855
|
16
|
55,113
|
|
С2Н6
|
0,0411
|
30
|
4,972
|
|
С3Н8
|
0,0210
|
44
|
3,722
|
371,64
|
изо-С4Н10
|
0,008
|
58
|
1,781
|
177,84
|
н-С4Н10
|
0,0247
|
58
|
5,780
|
577,08
|
изо-С5Н12
|
0,00214
|
72
|
0,622
|
62,138
|
н-С5Н12
|
0,0042
|
72
|
1,232
|
123,08
|
С6Н14+
|
0,029
|
210
|
24,602
|
2456,48
|
Итого
|
1
|
|
100
|
3768,26
|
В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ.
Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учётом
обводненности нефти.
Сырая нефть имеет обводненность 65% масс. Количество
безводной нефти в этом потоке составляет: Qн = 95,24 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Qг = Rсмг. Qн
Qг = 0,0567.95,24 = 5,40 т/ч.
Qнсеп = Qн - Qг = 95,24 - 5,40 = 89,838 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q воды = 89,838 + 23,81 = 113,647 т/ч.
Правильность расчёта материального баланса определится
выполнением условия:
åQдо сеп = åQпосле сеп;
åQдо сеп = Q = 33,39 т/ч;
åQпосле сеп = Qсеп+ Qг;
Qсеп+ Qг = 30,73 + 2,66 = 33,39 т/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в
табл. 2.7.
Таблица 2.7. Материальный баланс сепарации первой ступени
|
Приход
|
Расход
|
|
%масс
|
т/ч
|
т/г
|
|
%масс
|
т/ч
|
т/г
|
Эмульсия
|
|
|
|
Эмульсия
|
95,464
|
|
|
в том числе:
|
|
|
|
в том числе:
|
|
|
|
нефть
|
80,0
|
95,2
|
800000,0
|
нефть
|
79,050
|
89,84
|
754639,2
|
вода
|
20,0
|
23,8
|
200000,0
|
вода
|
20,950
|
23,81
|
200000,0
|
|
|
|
|
Всего
|
100,0
|
113,65
|
954639,2
|
ИТОГО
|
100,0
|
119,1
|
1000000,0
|
Газ
|
4,536
|
5,40
|
45360,8
|
|
|
|
|
ИТОГО
|
100,0
|
119,05
|
1000000,0
|
2.2
Материальный баланс второй ступени
Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока
равны: Р = 1 МПа; t = 500С.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы
фазового равновесия (Кi) 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 () Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмольКi
|
|
|
1
|
СО2
|
0,25
|
44
|
568,9
|
2
|
N2
|
0,24
|
28
|
639,2
|
3
|
CH4
|
28,17
|
16
|
313,7
|
4
|
С2Н6
|
1,64
|
30
|
60,11
|
5
|
С3Н8
|
1,45
|
44
|
16,99
|
6
|
изо-С4Н10
|
1,11
|
58
|
8,52
|
7
|
н-С4Н10
|
2,75
|
58
|
6,3
|
8
|
изо-С5Н12
|
1,29
|
72
|
2,022
|
9
|
н-С5Н12
|
1,95
|
72
|
1,571
|
10
|
С6Н14+
|
61,15
|
210
|
0,533
|
|
å
|
100,00
|
~
|
-
|
Составляем уравнения мольных концентраций для каждого
компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти.
Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие:
Подбор величины приводится в табл. 2.9.
Таблица 2.9.
Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси
|
= 78,9= 80
|
|
СО2
|
0,003
|
0,003
|
Азот N2
|
0,003
|
0,002
|
Метан CH4
|
0,357
|
0,351
|
Этан С2Н6
|
0,020
|
0,020
|
Пропан С3Н8
|
0,018
|
0,017
|
Изобутан изо-С4Н10
|
0,014
|
0,013
|
Н-бутан н-С4Н10
|
0,033
|
0,033
|
Изопентан изо-С5Н12
|
0,014
|
0,014
|
Н-пентан н-С5Н12
|
0,021
|
0,021
|
Гексан и выше С6Н14
+
|
0,516
|
0,520
|
åYi
|
1,000
|
0,998
|
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе
сепарации выделяется 78,9 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в
молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл.2.10.
Таблица 2.10.
Мольный баланс процесса сепарации второй ступени
Компонент смеси
|
Газ из сепаратора
|
Нефть из
сепаратора моли (z’i - N0гi)
|
Мольный состав
нефти из блока сепараторов x’i= (z’i - N0гi).100, % Σ (z’i - N0гi)
|
Молярная концентрация (y’i) Моли
|
|
|
|
СО2
|
0,25
|
0,0032
|
0,2499
|
0,0001
|
0,0006
|
N2
|
0,24
|
0,0030
|
0,2399
|
0,0001
|
0,0005
|
CH4
|
28,17
|
0,3567
|
28,1460
|
0,0240
|
0,1139
|
С2Н6
|
1,64
|
0,0207
|
1,6327
|
0,0073
|
0,0345
|
С3Н8
|
1,45
|
0,0181
|
1,4275
|
0,0225
|
0,1067
|
изо-С4Н10
|
1,11
|
0,0136
|
1,0762
|
0,0338
|
0,1604
|
н-С4Н10
|
2,75
|
0,0334
|
2,6380
|
0,1120
|
0,5316
|
изо-С5Н12
|
1,29
|
0,0144
|
1,1393
|
0,1507
|
0,7153
|
н-С5Н12
|
1,95
|
0,0211
|
1,6663
|
0,2837
|
1,3466
|
С6Н14+
|
61,15
|
0,5161
|
40,7194
|
20,4306
|
96,9900
|
Итого
|
100,00
|
1,000
|
åN0гi »78,935
|
21,06
|
100,00
|
Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён
в табл. 2.11.
Таблица 2.11.
Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
Компонент смеси Молярный состав сырой нефти (), %Массовый состав сырой нефти Mic=. MiМассовый
состав газа из сепаратора
Miг=N0гi. MiМассовый состав нефти из сепаратора
Miн= Mic - MiгМасса выделившегося газа, относительно сырой нефти
Riг=100. Miг/ Mic, %
|
|
|
|
|
|
СО2
|
0,250
|
11,00
|
10,995
|
0,005
|
99,953
|
N2
|
0,240
|
6,720
|
6,717
|
0,003
|
99,958
|
CH4
|
28,170
|
450,720
|
450,336
|
0,384
|
99,915
|
С2Н6
|
1,640
|
49, 200
|
48,982
|
0,218
|
99,557
|
С3Н8
|
1,450
|
63,800
|
62,811
|
0,989
|
98,450
|
изо-С4Н10
|
1,110
|
64,380
|
62,421
|
1,959
|
96,957
|
н-С4Н10
|
2,750
|
159,500
|
153,005
|
6,495
|
95,928
|
изо-С5Н12
|
1,290
|
92,880
|
82,031
|
10,849
|
88,319
|
н-С5Н12
|
1,950
|
140,400
|
119,977
|
20,423
|
85,453
|
С6Н14+
|
61,150
|
12841,500
|
8551,084
|
4290,416
|
66,589
|
Итого
|
100,00
|
åMic=13880,1
|
åMiг
=9548,359
|
åMiн=4331,741
|
Rсмг= 68,792
|
Rсмг=0,688 - массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг=å Miг/ åN0гi
Mсрг = 9548,359/78,935 = 120,964
Плотность газа:
кг/м3,
Плотность газа при н. у:
кг/м3
Таблица 2.12.
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
Компонент смеси
|
Молярная
концентрация N0гi/åN0гi
|
Молекулярная
масса (Mi)
|
Массовый состав
[N0гi/åN0гi]. Mi.100, % Mсрг
|
Содержание
тяжёлых углеводородов [N0гi/åN0гi]. Mi. rср.103, г/м3 Mсрг
|
СО2
|
0,0031657
|
44
|
0,1151489
|
|
N2
|
0,0030392
|
28
|
0,0703492
|
|
CH4
|
0,3565701
|
16
|
4,7163717
|
|
С2Н6
|
0,0206845
|
30
|
0,5129895
|
|
С3Н8
|
0,0180848
|
44
|
0,6578233
|
320,065
|
изо-С4Н10
|
0,0136342
|
58
|
0,6537325
|
318,075
|
н-С4Н10
|
0,03342
|
58
|
1,6024233
|
779,662
|
изо-С5Н12
|
0,0144335
|
72
|
0,8591081
|
418
|
н-С5Н12
|
0,0211102
|
72
|
1,2565164
|
611,36
|
С6Н14+
|
0,5158579
|
210
|
89,555537
|
43573,4
|
Итого
|
1
|
|
100
|
46020,6
|
Составим материальный баланс блока без сбора воды:
Qг = Rсмг. Qн, Qг = 0,688.92,857 = 63,878
т/ч.
Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с
производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:
Qнсеп = Qн - Qг = 92,8573 - 63878 = 28,979 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q. Н2О = 8,979 + 26,19 = 55,17 т/ч.
Данные по расчету блока сепарации второй ступени сводим в
табл.2.13.
Таблица 2.13.
Материальный баланс второй ступени сепарации
|
Приход
|
Расход
|
|
%масс
|
т/ч
|
т/г
|
|
%масс
|
т/ч
|
т/г
|
Эмульсия
|
|
|
|
Эмульсия
|
46,34
|
|
|
в том числе:
|
|
|
|
в том числе:
|
|
|
|
нефть
|
73,035
|
92,86
|
780000
|
нефть
|
52,53
|
28,98
|
243424,63
|
вода
|
20,60
|
26, 19
|
220000
|
вода
|
47,47
|
26, 19
|
220000
|
|
|
|
|
Всего
|
100,00
|
55,17
|
463424,63
|
ИТОГО
|
93,635
|
119,048
|
1000000
|
Газ
|
53,66
|
63,87802
|
536575,37
|
|
|
|
|
ИТОГО
|
100,00
|
119,05
|
1000000,0
|
2.3 Общий
материальный баланс установки
На основе материальных балансов отдельных стадий составляем
общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл.
2.14.
Таблица 2.14.
Общий материальный баланс установки
|
|
Приход
|
|
|
|
Расход
|
|
|
% масс
|
кг/ч
|
т/г
|
|
% масс
|
кг/ч
|
т/г
|
Эмульсия
|
|
|
|
Подготовленная
|
|
|
|
в том числе:
|
|
|
|
нефть
|
|
|
|
нефть
|
153
|
187,9
|
790000
|
в том числе:
|
|
|
|
вода
|
40,6
|
49,99
|
210000
|
нефть
|
52,53
|
28,98
|
243424,63
|
|
|
|
|
вода
|
20,950
|
23,81
|
200000,0
|
|
|
|
|
Газ
|
4,536
|
5,40
|
45360,8
|
Итого
|
193,6
|
237,89
|
1000000
|
Итого
|
100,0
|
119,05
|
1000000,0
|
Заключение
В ходе работы курсового проекта был произведен расчет
материального баланса установки предварительного сброса воды (УПСВ), в
результате расчета приходи и расхода 1-ой ступени сепарации составил:
|
Приход
|
Расход
|
|
%масс
|
т/ч
|
т/г
|
|
%масс
|
т/ч
|
т/г
|
Эмульсия
|
|
|
|
Эмульсия
|
95,464
|
|
|
в том числе:
|
|
|
|
в том числе:
|
|
|
|
нефть
|
80,0
|
95,2
|
800000,0
|
нефть
|
79,050
|
89,84
|
754639,2
|
вода
|
20,0
|
23,8
|
200000,0
|
вода
|
23,81
|
200000,0
|
|
|
|
|
Всего
|
100,0
|
113,65
|
954639,2
|
ИТОГО
|
100,0
|
119,1
|
1000000,0
|
Газ
|
4,536
|
5,40
|
45360,8
|
|
|
|
|
ИТОГО
|
100,0
|
119,05
|
1000000,0
|
Результат расчета прихода и расхода 2-ой ступени сепарации
составил:
|
Приход
|
Расход
|
|
%масс
|
т/ч
|
т/г
|
|
%масс
|
т/ч
|
т/г
|
Эмульсия
|
|
|
|
Эмульсия
|
46,34
|
|
|
в том числе:
|
|
|
|
в том числе:
|
|
|
|
нефть
|
73,035
|
92,7
|
780000
|
нефть
|
52,53
|
28,98
|
243424,63
|
вода
|
20,60
|
26, 19
|
220000
|
вода
|
47,47
|
26, 19
|
220000
|
|
|
|
|
Всего
|
100,00
|
55,17
|
463424,63
|
ИТОГО
|
93,635
|
119,048
|
1000000
|
Газ
|
53,66
|
63,87802
|
536575,37
|
|
|
|
|
ИТОГО
|
100,00
|
119,05
|
1000000,0
|
На основе материальных балансов отдельных стадий получен
общий материальный баланс установки
|
|
Приход
|
|
|
|
Расход
|
|
|
% масс
|
кг/ч
|
т/г
|
|
% масс
|
кг/ч
|
т/г
|
Эмульсия
|
|
|
|
Подготовленная
|
|
|
|
в том числе:
|
|
|
|
нефть
|
|
|
|
нефть
|
153
|
187,9
|
790000
|
в том числе:
|
|
|
|
вода
|
40,6
|
49,99
|
210000
|
нефть
|
52,53
|
28,98
|
243424,63
|
|
|
|
|
вода
|
20,950
|
23,81
|
200000,0
|
|
|
|
|
Газ
|
4,536
|
5,40
|
45360,8
|
Итого
|
193,6
|
237,89
|
1000000
|
Итого
|
100,0
|
119,05
|
1000000,0
|
Объем продукции на входе (подготовленная нефть) и на выходе
(товарная нефть) установки предварительного сброса воды (УПСВ) имеет равные
значения составляет 1,0 млн. т/г., это подтверждает правильность расчета
материального баланса.
Список
литературы
1. Леонтьев
С. А, Галикеев Р.М., Фоминых О.В. "Расчет технологических установок
системы сбора и подготовки скважинной продукции". Учебное пособие, -
Тюмень, ТюмГНГУ, 2010.
2. Сбор,
подготовка и хранение нефти и газа. Технологии т оборудование: учебное пособие
/ Р.С. Сулейманов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков и др. - Уфа: "Нефтегазовое
дело", 2007 - 450 с.
. Лутошкин
Г.С., Сборник задач по сбору и подготовки нефти, газа и воды на промыслах:
учебное пособие для вузов. Г.С. Лутошкин и И.И. Дунюшкин - М; Недра 1985 - 135
с.
. Расчеты
основных процессов и аппаратов нефтегазоразработки, справочник. Г.Г. Рабинович,
П.М. Рябых, П.А. Хохряков и др.; Под. ред. Е.Н. Судака. 3 изд., перераб. и доп.
- М.; Химия, 1979 - 568 с.
. Лутошкин
Г.С., Сбор и подготовка нефти газа и воды. М.; "Недра", 1974 - 184 с.