Меню Услуги

Проектирование узла сепарации установки предварительного сброса воды.

Страницы: 1 2

Узнай стоимость написания такой работы!

Ответ в течение 5 минут!Без посредников!

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].

 

Рис.1.1. Элементы системы сбора нефти

 

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].

 

Рис. 1.2. Принципиальная схема дожимной насосной станции (ДНС)

 

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].

 

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

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].

 

Рис. 1.4. Принципиальная схема установки предварительного сброса воды (УПСВ):

 

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:

Узнай стоимость написания такой работы!

Ответ в течение 5 минут! Без посредников!

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.

 

Рис. 1.5. Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН):

 

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.

 

Рис. 2.1. Принципиальная схема проектируемой установки предварительного сброса воды (УПСВ) (описание в тексте)

 

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

Компо-нент CO2 N2 CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 н-C4H10 i-C5H12 н-С5H12 С6H14 + Итого
% мол. 0,05 0,38 23,75 4,16 7,33 0,97 4,49 1,47 3,55 53,85 100

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:

 

Узнай стоимость написания такой работы!

Ответ в течение 5 минут!Без посредников!

 

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

№ п/п Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти ( ) Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль Кi
1 CO2 0,05 44 59,8
2 N2 0,38 28 169,1
3 CH4 23,75 16 73,47
4 С2Н6 4,16 30 11,17
5 С3Н8 7,33 44 2,44
6 изо-С4Н10 0,97 58 1,15
7 н-С4Н10 4,49 58 0,81
8 изо-С5Н12 1,47 72 0,21
9 н-С5Н12 3,55 72 0,16
10 С6Н14+ 53,85 86 0,043
å å 100 ~

 

 

 

 

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

Компонент смеси = 34,0 = 34,6 = 35
CO2 0,001 0,001 0,001
Азот N2 0,011 0,011 0,011
Метан CH4 0,681 0,669 0,662
Этан С2Н6 0,104 0,103 0,102
Пропан С3Н8 0,120 0,119 0,119
Изобутан изо-С4Н10 0,011 0,011 0,011
Н-бутан н-С4Н10 0,039 0,039 0,039
Изопентан изо-С5Н12 0,004 0,004 0,004
Н-пентан н-С5Н12 0,008 0,008 0,008
С6Н14 + 0,034 0,035 0,035
åYi 1,013 1,000 0,991

 

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:

Mсрг=å Miг/ åN0гi

Mсрг = 94,542 / 34,603 = 26,14 г/моль

Плотность газа:

 

 

Таблица 2.4. Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент

смеси

Молярный состав

сырой нефти (z’i), %

Газ из сепаратора Нефть из сепаратора

моли (zi N0гi)

Мольный состав нефти

из блока сепараторов

xi=( ziN0гi).100, %

Σ(ziN0гi)

Молярная концентрация (y’i) Моли
CO2 0,05 0,001 0,048 0,002 0,002
N2 0,38 0,011 0,376 0,004 0,006
CH4 23,75 0,669 23,154 0,596 0,911
С2Н6 4,16 0,103 3,558 0,602 0,921
С3Н8 7,33 0,119 4,130 3,200 4,893
изо-С4Н10 0,97 0,011 0,367 0,603 0,922
н-С4Н10 4,49 0,039 1,347 3,143 4,806
изо-С5Н12 1,47 0,004 0,147 1,323 2,023
н-С5Н12 3,55 0,008 0,277 3,273 5,005
С6Н14+ 53,85 0,035 1,198 52,652 80,511
Итого 100 1,000 34,603 65,397 100,000

 

Таблица 2.5. Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент

смеси

Молярный состав сырой нефти (zi), % Массовый состав сырой нефти

Mic= zi.Mi

Массовый состав газа из сепаратора

Miг=N0гi. Mi

Массовый состав нефти из сепаратора

Miн= Mic— Miг

Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти

Riг=100.Miг/ Mic , %

CO2 0,05 2,2 2,133 0,067 96,936
N2 0,38 10,64 10,522 0,118 98,895
CH4 23,75 380 370,469 9,531 97,492
С2Н6 4,16 124,8 106,738 18,062 85,527
С3Н8 7,33 322,52 181,736 140,784 56,349
i-С4Н10 0,97 56,26 21,281 34,979 37,827
н-С4Н10 4,49 260,42 78,121 182,299 29,998
i-С5Н12 1,47 105,84 10,583 95,257 9,999
н-С5Н12 3,55 255,6 19,948 235,652 7,804
С6Н14+ 53,85 4631,1 103,011 4528,089 2,224
Итого 100 åMic=6149,38 åMiг =94,542 åMiн=5244,838 Rсмг=14,709

Плотность газа при н.у:

 

 

Rсмг=0,1471 – массовая доля отгона.

 

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 0,000 44 0,004 ~
N2 0,000 28 0,007 ~
CH4 0,009 16 0,558 ~
С2Н6 0,009 30 1,057 ~
С3Н8 0,049 44 8,235 273,416
изо-С4Н10 0,009 58 2,046 67,932
н-С4Н10 0,048 58 10,664 354,043
изо-С5Н12 0,020 72 5,572 184,998
н-С5Н12 0,050 72 13,785 457,661
С6Н14+ 0,805 86 264,880 8794,003
Итого 1,000 ~ 306,807 10132,053

 

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:

Qн = Gчас.(100 – 80)/100

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

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,1471 . 28,57 = 4,20 т/ч.

Qнсеп = Qн — Qг

Qнсеп = 28,57 – 4,20 = 24,37 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q н2О

Qсеп = 24,37+ 114,29 = 138,66 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

ЕQдо сеп = åQпосле сеп;

ЕQдо сеп = Q = 142,86 т/ч;

ЕQпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 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

Приход Расход
%масс т/ч т/г %масс т/ч т/г
Эмульсия Эмульсия 97,06
в том числе: в том числе:
нефть 20 28,572 240005 нефть 17,58 24,37 204708,00
вода 80 114,288 960019 вода 82,42 114,29 960036,00
Всего 100,00 138,66 1164744,00
ИТОГО 100 142,86 1200024 Газ 2,94 4,20 35280,00
ИТОГО 100,00 142,86 1200024,00

 

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

 

Узнай стоимость написания такой работы!

Ответ в течение 5 минут! Без посредников!

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

Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)

Rнсеп = 100 . 24,37 / 138,66 = 17,57 %.

Rвсеп = 100 — Rнсеп

Rвсе = 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: 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 = 0,998 . Н + 0,002 . В

Qсеп . Rвсеп = 0,001 . Н + 0,999 . В

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

Qнот = 26,96 т/ч, в том числе:

— нефть – 0,998.Qнот= 0,998. 24,19 = 24,14 т/ч;

— вода – 0,002.Qнот= 0,002. 24,19= 0,048 т/ч.

Qвот = 114,38 т/ч, в том числе:

— вода 0,999.Qвот = 0,999. 114,38 = 114,27 т/ч;

— нефть – 0,001.Qвот=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

Приход Расход
% масс т/ч т/г % масс т/ч т/г
Эмульсия в т. ч.: Обезвоженная нефть 17,46
нефть 17,57 24,37 204708 в том числе:
вода 82,43 114,29 960036 нефть 99,8 24,14 202776
вода 0,2 0,048 403,2
Всего 100 24,188 203179
Подтоварная
вода 82,54
в том числе:
вода 99,9 114,27 959868
нефть 0,1 0,114 957,6
Всего 100 114,384 960826
Итого 100 138,66 1164744 Итого 100 138,572 1164005

 

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 (Кi) (определяются для данных условий из справочных таблиц) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.9.

Таблица 2.9. Исходные данные для расчета

№ п/п Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти ( ) Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль Кi
1 СО2 0,002 44 568,9
2 N2 0,006 28 639,2
3 CH4 0,911 16 313,7
4 С2Н6 0,921 30 60,11
5 С3Н8 4,893 44 16,99
6 изо-С4Н10 0,922 58 8,52
7 н-С4Н10 4,806 58 5,6
8 изо-С5Н12 2,023 72 2,022
9 н-С5Н12 5,005 72 1,571
10 С6Н14+ 80,511 86 0,533
å 100,000 ~

 

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие:

 

 

Подбор величины приводится в табл. 2.6.

Таблица 2.6. Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси = 23 = 22,8
СО2 0,000 0,000
Азот N2 0,000 0,000
Метан CH4 0,039 0,040
Этан С2Н6 0,038 0,038
Пропан С3Н8 0,178 0,179
Изобутан изо-С4Н10 0,029 0,029
Н-бутан н-С4Н10 0,131 0,131
Изопентан изо-С5Н12 0,033 0,033
Н-пентан н-С5Н12 0,069 0,070
Гексан и выше С6Н14 + 0,481 0,480
åYi 0,998 1,000

 

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

Компонент

смеси

Молярный состав

сырой нефти (zi), %

Газ из сепаратора Нефть из сепаратора

моли (zi N0гi)

Мольный состав нефти

из блока сепараторов

xi=( ziN0гi).100, %

Σ(ziN0гi)

Молярная

концентрация (yi)

 

 

 

Моли

 

СО2 0,002 0,000 0,002 0,000 0,000
N2 0,006 0,000 0,006 0,000 0,000
CH4 0,911 0,040 0,901 0,010 0,013
С2Н6 0,921 0,038 0,872 0,049 0,064
С3Н8 4,893 0,179 4,080 0,813 1,053
изо-С4Н10 0,922 0,029 0,660 0,262 0,340
н-С4Н10 4,806 0,131 2,995 1,811 2,346
изо-С5Н12 2,023 0,033 0,756 1,267 1,641
н-С5Н12 5,005 0,070 1,586 3,419 4,429
С6Н14+ 80,511 0,480 10,950 69,561 90,115
Итого 100 1,000 22,809 77,191 100,000

 

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

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг=å Miг/ åN0гi

Mсрг = 1542,68 / 22,809= 67,635 г/моль

Таблица 2.12. Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент

смеси

Молярный состав сырой нефти (zi), % Массовый состав сырой нефти Mic= zi.Mi Массовый состав газа из сепаратора

Miг=N0гi. Mi

Массовый состав нефти из сепаратора

Miн= MicMiг

Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти

Riг=100.Miг/ Mic , %

СО2 0,00234 0,103 0,102 0,001 99,408
N2 0,00642 0,180 0,179 0,001 99,473
CH4 0,91088 14,574 14,418 0,156 98,932
С2Н6 0,92063 27,619 26,146 1,473 94,667
С3Н8 4,8926 215,274 179,501 35,773 83,383
изо-С4Н10 0,92218 53,486 38,275 15,211 71,561
н-С4Н10 4,80613 278,755 173,719 105,037 62,319
изо-С5Н12 2,02303 145,658 54,461 91,198 37,389
н-С5Н12 5,00471 360,339 114,201 246,137 31,693
С6Н14+ 80,5111 6923,953 941,694 5982,259 13,601
Итого 100 åMic=8019,9 åMiг=1542,68 åMiн=6477,25 Rсмг=19,236

 

Rсмг=0,19236 – массовая доля отгона.

Таблица 2.13. 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 0,000 44 0,000 ~
N2 0,000 28 0,000 ~
CH4 0,000 16 0,003 ~
С2Н6 0,001 30 0,028 ~
С3Н8 0,011 44 0,685 17,473
изо-С4Н10 0,003 58 0,291 7,429
н-С4Н10 0,023 58 2,012 51,303
изо-С5Н12 0,016 72 1,747 44,543
н-С5Н12 0,044 72 4,715 120,220
С6Н14+ 0,901 86 114,584 2921,894
Итого 1,000 ~ 124,065 3162,862

 

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

Qн = 24,142 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 24,142 . 0,19236 = 4,644 т/ч.

Qнсеп = Qн — Qг = 24,142 – 4,644 = 19,498 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 19,498 + 0,048 = 19,546 т/ч.

Правильность расчёта баланса определится выполнением условия:

ЕQдо сеп = åQпосле сеп;

ЕQдо сеп = Q = 24,142 т/ч;

ЕQпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 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

Приход Расход
%масс т/ч т/г %масс т/ч т/г
Эмульсия Эмульсия 97,70
в том числе: в том числе:
нефть 99,80 24,142 202793 нефть 99,8 19,498 163783
вода 0,20 0,048 403,2 вода 0,2 0,048 403,2
Всего 100 19,546 164186
 

ИТОГО

 

100

 

24,19

 

202793

Газ 19,20 4,644 39009,6
ИТОГО 100 24,19 203196

 

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


Узнай стоимость написания такой работы!

Ответ в течение 5 минут! Без посредников!

Страницы: 1 2