Проектирование узла сепарации установки предварительного сброса воды.

Страницы: 1 2

---

Содержание

 

• Введение.
• 1 Литературный обзор.
• 1.1 Принципы сбора и подготовки скважинной продукции.
• 1.2 Принципиальная технологическая схема УПСВ.
• 1.3 Назначение узла сепарации УПСВ.
• 1.4 Характеристика оборудования установок ДНС, УПСВ и УПН.
• 2 Технологическая часть.
• 2.1 Технологическая схема узла сепарации УПСВ.
• 2.2 Материальный баланс первой ступени сепарации.
• 2.3 Материальный баланс блока сбора воды.
• 2.4 Материальный баланс второй ступени сепарации.
• 2.5 Общий материальный баланс установки.
• 3 Техническая часть.
• 3.1 Обоснование выбора оборудования.
• 4 Автоматизация производства.
• 4.1 Основные технические решения по автоматизации.
• 4.2 Описание схемы автоматизации.
• 5 Безопасность и экологичность технических решений.
• 5.1 Защита от опасных и вредных факторов производства.
• 5.2 Требования по охране труда при работе.
• 5.3 Пожарная безопасность.
• 5.3 Действия при ЧС.
• 5.4 Выводы.
• 6 Технико-экономическое обоснование проекта.
• Заключение.
• Список использованных источников.

 

Введение

 

Добыча нефти и нефтяного газа – это совокупность технологических процессов, осуществляемых на НГДП с целью получения этих продуктов в заданном количестве и определенного качества.

Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных её составляющих (нефть и газ), завершающимся получением товарной продукции. Унифицированные технологические схемы предусматривают различные сочетания процессов герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды для обеспечения требуемого качества продукции при минимальных эксплуатационных и капитальных затратах.

Дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ) является одной из основных технологических установок, входящих в состав системы сбора и подготовки

Целью дипломного проекта являетсятеоретическое рассмотрение и расчет материального баланса ДНС с УПСВ в соответствии с данными варианта на проектирование.

В рамках поставленной цели можно выделить такие задачи, как:

• рассмотреть основные принципы и технологических процессов сбора и подготовки скважинной продукции;
• изучить технологическую схему ДНС с УПСВ;
• провести материальные расчеты оборудования в соответствии с заданием на проектирование.
• сделать выводы по проекту.

 

1 Литературный обзор

 

1.1 Принципы сбора и подготовки скважинной продукции

 

При извлечении нефти из недр происходит изменение давления и температуры, в результате чего продукция скважин из однофазного состояния переходит в двухфазное, т.е. разгазированную нефть и нефтяной газ; жидкая фаза начнет состоять из нефти и пластовой воды, в этом случае поток, движущийся по сборным трубопроводам, называют трехфазным; для получения товарной нефти и нефтяного газа, а также пластовой воды применяют специальные технологические установки.

Технологические установки подготовки нефти, газа и воды – это комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят процессы обезвоживания и обессоливания нефти, осушка (от водяных паров) и очистка (от H₂S и CO₂) нефтяного газа, а также очистка сточной воды от капелек нефти, механических примесей, железа, H₂S , двуокиси углерода CO₂ и кислорода [4, c.12].

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

Подготовка нефти и газа это технологические процессы, осуществляемые с целью приведения их качества в соответствие с требованиями. При этом выполняются следующие операции:

1. Измерение количества нефти, газа и воды, поступающих из каждой скважины;
2. Транспортирование нефти, газа и воды от скважины к сборным пунктам, при необходимости с применением насосов на ДНС;
3. Сепарация нефтяного газа от нефти и транспорт газа до потребителя;
4. Отделение от нефти пластовой воды;
5. Деэмульгация (обезвоживание и обессоливание) нефти;
6. Стабилизация нефти;
7. Очистка и осушка нефтяного газа;
8. Очистка и ингибирование пластовой воды;
9. Подогрев продукции скважин [2, c.32].

 

 

Требования к системам сбора и подготовки

1)Автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине;

2)Обеспечение герметизированного сбора нефти, газа и воды по каждой скважине на всем пути движения, так же на старых месторождениях;

3)Доведение нефти, газа и воды на технологических установках до норм товарных продукциях, при этом осуществляют автоматизированный учет товарной продукции и передачи ее товарно-транспортным организациям;

4)Обеспечить высокие экономические показатели по капитальным затратам, низкой металлоемкости и низкими эксплуатационными затратами;

5)Возможность ввода в эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончательного строительства всего комплекса учреждений;

6)Надежность эксплуатации технологических установок и возможности полной автоматизации;

7)Изготовление основных узлов индустриальным способом в блочном и мобильном исполнении с полной автоматизацией автономных установок;

8)Эффективное использование рельефа местности;

9)Охрана недр [1, 4].

 

1.2 Принципиальная технологическая схема УПСВ

 

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 установки подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Обычно ДНС применяются на отдаленных 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.

Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.2 [5, c.8].

 

 

Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы;

Н-1 – центробежный насос. Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давленияна установку комплексной подготовки газа, ГНД – газ низкого давления

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 [2, 5].

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 [5, c.9].

 

 

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

Установка предварительного сброса воды напоминает упрощенную схему установки подготовки нефти. Принципиальное различие состоит в отсутствии оборудования для окончательного обезвоживания нефти до соответствия ГОСТ 51858-2002.

На УПСВ (рис. 1.4) осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Установка подготовки нефти предназначена для обезвоживания и дегазации нефти до параметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 51858-2002 [2, 5].

 

 

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

Отделенная капельная жидкость из ГС направляется в общую линию потока нефти через буферную емкость, которая не указана на схеме.

Технологический комплекс сооружений УПН включает в себя:

1)первую ступень сепарации нефти;

2)предварительный сброс воды;

3)нагрев продукции скважин;

4)обезвоживание в блоке электродегидраторов;

4)транспортирование нефти в резервуарный парк;

5)бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6)транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7)закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов деэмульгаторов).

Данный вид установок системы сбора и подготовки является конечной стадией в пути добываемой продукции от скважины до подготовленной и очищенной нефти, предназначенной для дальнейшей переработки [5].

Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.5.

 

 

Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; ЭДГ – электродегидратор; ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы; РВС – резервуар стационарный.

Потоки: УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; УУВ – узел учета воды;

УУН – узел учета нефти

 

1.3 Назначение узла сепарации УПСВ

 

Нефть совместно с выделившимся из нее газом в нормальных условиях не может транспортироваться на большие расстояния, т.к. объем выделившегося газа в несколько десятков раз превышает объем жидкости и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать трубопроводы большого диаметра, что очень дорого. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор и транспорт нефти и нефтяного газа осуществляют только на экономически целесообразные расстояния, а затем нефть и выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого предварительно разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два — нефтяной (водонефтяной) и газовый.

Существует несколько вариантов унифицированных технологических схем. Например:

1. I ступень сепарации размещается на площадке ДНС, осуществляется предварительное обезвоживание нефти при давлении I ступени сепарации. Качество сбрасываемой пластовой воды должно удовлетворять требованиям к ее закачке в трещиновато-пористые коллекторы как наиболее распространенные.
2. На месторождении размещается сепарационная установка без сброса воды.

Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, УБС, ОГ, РК, УСТН). В НГС осуществляется сепарация нефти от газа. Затем отсепарированный газ с НГС поступает в газосепаратор ГС, а жидкость, через расширительную камеру РК поступает в УСТН для окончательного отделения от газа.

Уровень в НГС контролируется прибором РУПШ и регулируется с помощью регулировочного клапана УЭРВ, установленного на выходе с НГС. Управление УЭРВ осуществляется в ручном или автоматическом режиме с помощью блока управления, выведенного на щит КИПиА в операторной УПСВ.

Для предотвращения превышения давления в НГС, ГС, УСТН свыше допустимого они оборудованы предохранительными клапанами СППК.

В ГС происходит первичная осушка газа, после чего он проходит через установки окончательной осушки ГСВ и поступает потребителю или на ГКС. Для предотвращения замерзания газопроводов на выход из ГС дозировочным насосом подается метанол. Расход метанола производится согласно утвержденным нормам.

После УСТН отделенная от газа жидкость поступает в резервуар РВС, где происходит отделение нефти от подтоварной воды. Подтоварная вода под давлением столба жидкости с РВС поступает через узел учета воды в водонасосную или на БКНС. Уровень жидкости в РВС контролируется прибором ВК-1200 и регулируется УЭРВ. Блоки управления, световой и звуковой сигнализации УЭРВ и ВК-1200 выведены на щит КИПиА.

 

1.4 Характеристика оборудования установок ДНС, УПСВ и УПН

 

Основным требованием к технологии сброса воды является предварительное обезвоживание нефти без применения сложного технологического оборудования, не требующего постоянного присутствия обслуживающего персонала. Степень предварительного обезвоживания нефти должна соответствовать агрегативной устойчивости эмульсии на выходе с установки так, чтобы при дальнейшем транспорте не происходило или было бы минимальным выделение свободной воды.

В настоящее время разработаны типовые УПСВ как емкостного исполнения с применением модернизированных аппаратов (трехфазных сепараторов и отстойников с секционными насадками), так и трубного исполнения с применением концевых делителей фаз трубных автоматизированных (КДФТ-А).

Общим для этих вариантов является использование ряда технологических приемов для придания технологии и оборудованию максимальной универсальности при изменении нагрузок, газоводосодержания, свойств эмульсии и других характеристик входящего потока. На схемах и в таблицах показаны технические характеристики и базовые наборы оборудования для УПСВ в емкостном и трубном исполнениях.

УПСВ в общем случае могут включать:

• концевые делители фаз трубные автоматизированные КДФТ-А;
• сепараторы нефтегазовые со сбросом воды модернизированные автоматизированные НГСВМ-А;
• сепараторы нефтегазовые модернизированные автоматизированные НГСМ-А;
• отстойники воды трубные ОВТ;
• отстойники воды модернизированные ОВМ;
• устройство предварительного отбора газа УПОГ;
• газосепараторы центробежные ГСЦ;
• газосепараторы модернизированные ГСМ;
• газосепараторы сетчатые ГС;
• блок входного манифольда БВМ;
• факельные установки ФУ и ФСУ;
• трубные газовые расширители ТГР;
• насосные станции перекачки нефти НН;
• насосные станции перекачки воды НВ;
• блоки узлов учета нефти БУУН;
• блоки узлов учета газа БУУГ, блоки измерительно-регулирующие БИР;
• расширители нефтегазовые Р;
• смесители СМ;
• коллекторы-успокоители потока КУП;
• блоки дозирования реагента БДР;
• печи нагрева;
• теплообменное оборудование;
• емкости дренажные;
• комплекты трубной обвязки, запорно-регулирующей арматуры;
  • комплект системы автоматизации.

Сооружения технологического комплекса ЦПС и УПН должны проектироваться из расчета непрерывного круглосуточного ритма работы оборудования в течение 350 суток (8400 часов). Мощность (производительность) ЦПС (УПН) определяется по товарной нефти.

Нормы резервирования насосно-компрессорного оборудования, обеспечивающие непрерывность технологических процессов подготовки нефти и газа, должны приниматься из расчета [4, 6]:

а)для компрессорных станций – один резервный компрессор при числе рабочих компрессоров от одного до пяти и два резервных компрессора при числе рабочих компрессоров более пяти:

б)для насосных – один резервный насос для группы от одного до пяти рабочих насосов; при обосновании (перекачке агрессивных жидкостей к др.) резерв может быть увеличен;

в)для насосно – компрессорного оборудования, работающего периодически, резерв не предусматривается:

г)для компрессоров воздуха предусматривается резервный компрессор при невозможности производства ремонта компрессора без ущерба для снабжения воздухом ЦПС. При наличии резервного агрегата в блоках дополнительный резерв не предусматривается.

Теплообменная аппаратура УПН должна иметь резерв на случай отключения одного из аппаратов в связи с текущим ремонтом [6, c.62].

При количестве печей три и более следует предусматривать резерв мощности печей для обеспечения подачи нагреваемой среды, в случае выхода из строя одной из печей, в остальные печи.

Компоновка блоков УПН, а также компоновка установок в целом должна выполняться из условия обеспечения:

а)принятого технологического режима работы установки;

б)минимального количества встречных перекачек;

в)свободного доступа к местам обслуживания оборудования, приборам контроля и автоматизации, арматуре при обслуживании и ремонте;

г)возможности ведения механизированныцх ремонтных работ;

д)требований норм противопожарного проектирования.

Сброс некондиционной нефти с УПН следует предусматривать в сырьевые резервуары [2, c.34].

 

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

2.1 Технологическая схема узла сепарации УПСВ

 

В рамках данной работы проведен расчет УПСВ, схема которой приведена ранее на рис. 1.4 и 2.1. На УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

 

 

Рассмотрим описание технологической схемы установки.

В нефтегазовом сепараторе С-1 происходит дегазация нефти при давлении 0,6 МПа, которое поддерживается регулятором давления. Для облегчения разрушения водонефтяной эмульсии перед сепаратором С-1 вводится деэмульгатор от блока дозирования химических реагентов.

Из сепаратора С-1 частично дегазированная нефть и пластовая вода поступает на вход блока отстоя, давление в котором поддерживается на уровне 0,3 МПа регулятором давления. Пластовая вода из блока отстоя направляется на сантехнические сооружения для последующей утилизации. Частично обезвоженная и дегазированная нефть из ОГ направляется в электродегидратор (ЭДГ) для окончательного обезвоживания нефти, далее обезвоженная нефть поступает на концевую сепарационную установку КСУ, давление в которой поддерживается на уровне 0,102 МПа. Подготовленная нефть из КСУ самотеком поступает в резервуарный парк для хранения и последующего автовывоза или подачи нефти в транспортный трубопровод. Газ дегазации от С-1 и С-2 поступает на газосепаратор ГС и направляется на установку комплексной подготовки газа УКПГ. Остатки газа из ГС используются на собственные нужды в качестве топливного газа для электростанции.

Для последующего расчета примем следующие параметры.

Годовая производительность установки по сырью — 1200000 тонн/год

Обводненность сырой нефти — 80%

Содержание воды в подготовленной нефти – 0,2%

Компонентный состав нефти приведен в табл. 2.1.

Таблица 2.1. Компонентный состав нефти

2.2 Материальный баланс первой ступени сепарации

 

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

Р = 0,3 МПа; t = 15 ⁰С.

Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,3 – 0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона:

 

 

где y — мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в равновесии с жидким остатком.;

x — мольная доля этого же компонента в жидком остатке;

K — константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации.

Таблица 2.2. Исходные данные для расчета

 

 

 

 

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти по уравнению 2.2. Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие:

 

 

Подбор величины приводится в табл. 2.3. Данные однотипные расчеты провели средствами MS Excel.

Таблица 2.3. Определение мольной доли отгона N

 

Таким образом, равенство соблюдается при N’ = 34,6.

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 34,6 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 2.4. Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.5.

Средняя молекулярная масса газа:

M_ср^г=å M_i^г/ åN₀^г_i

M_ср^г = 94,542 / 34,603 = 26,14 г/моль

Плотность газа:

 

 

Таблица 2.4. Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

 

Таблица 2.5. Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Плотность газа при н.у:

 

 

R_см^г=0,1471 – массовая доля отгона.

 

Таблица 2.6. Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

 

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 80% масс.

Количество безводной нефти в этом потоке составляет:

Q_н = G_час^.(100 – 80)/100

Q_н = 142,86^.(100 – 80)/100 = 28,572 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 0,1471 ^. 28,57 = 4,20 т/ч.

Q_н^сеп = Q_н — Q_г

Q_н^сеп = 28,57 – 4,20 = 24,37 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q _н2О

Q^сеп = 24,37+ 114,29 = 138,66 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

ЕQ^{до сеп} = åQ^{после сеп};

ЕQ^{до сеп} = Q = 142,86 т/ч;

ЕQ^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 142,8 т/ч.

Условие выполняется.

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

Таблица 2.7.Материальный баланс сепарации первой ступени

 

Рассчитаем невязку материального баланса:

 

 

Погрешность при расчете баланса минимальна и составила 24 т/г, что значительно меньше 1%, что вызвано погрешностью при округлении.

 

2.3 Материальный баланс блока сбора воды

 

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

R_н^сеп= 100 ^. (Q_н^сеп/ Q^сеп)

R_н^сеп = 100 ^. 24,37 / 138,66 = 17,57 %.

R_в^сеп = 100 — R_н^сеп

R_в^се = 100 – 17,57 = 82,43 %.

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

— обезвоженная нефть: вода – 0,2%; нефть – 99,80%;

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

Обозначим: Q_н^от = Н – количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; Q_в^от = В – количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.

Тогда составим систему уравнений:

Q^{сеп .} R_н^сеп = 0,998 ^. Н + 0,002 ^. В

Q^{сеп .} R_в^сеп = 0,001 ^. Н + 0,999 ^. В

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

Q_н^от = 26,96 т/ч, в том числе:

— нефть – 0,998^.Q_н^от= 0,998^. 24,19 = 24,14 т/ч;

— вода – 0,002^.Q_н^от= 0,002^. 24,19= 0,048 т/ч.

Q_в^от = 114,38 т/ч, в том числе:

— вода 0,999^.Q_в^от = 0,999^. 114,38 = 114,27 т/ч;

— нефть – 0,001^.Q_в^от=0,001^. 114,38 = 0,114 т/ч.

Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в табл. 2.8.

Таблица 2.8 Материальный баланс блока сброса воды

 

2.4 Материальный баланс второй ступени сепарации

 

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,10 МПа; t = 50⁰С.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) (определяются для данных условий из справочных таблиц) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.9.

Таблица 2.9. Исходные данные для расчета

 

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие:

 

 

Подбор величины приводится в табл. 2.6.

Таблица 2.6. Определение мольной доли отгона N

 

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 22,8 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 2.11.

Таблица 2.11. Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

 

Баланс по массе на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.12.

Средняя молекулярная масса газа:

M_ср^г=å M_i^г/ åN₀^г_i

M_ср^г = 1542,68 / 22,809= 67,635 г/моль

Таблица 2.12. Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

 

R_см^г=0,19236 – массовая доля отгона.

Таблица 2.13. Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

 

В блоке второй ступени сепарации от частично обезвоженной нефти отделяется остаточный газ низкого давления.

Q_н = 24,142 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 24,142 ^. 0,19236 = 4,644 т/ч.

Q_н^сеп = Q_н — Q_г = 24,142 – 4,644 = 19,498 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q _н2О = 19,498 + 0,048 = 19,546 т/ч.

Правильность расчёта баланса определится выполнением условия:

ЕQ^{до сеп} = åQ^{после сеп};

ЕQ^{до сеп} = Q = 24,142 т/ч;

ЕQ^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 19,498 + 4,644 = 24,142 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 2.14.

Таблица 2.14. Материальный баланс сепарации второй ступени

 

Погрешность при расчете баланса минимальна и составила -0,2%, что значительно меньше 1%, что вызвано погрешностью при округлении.

---

Страницы: 1 2