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 H 2 S и CO2 ) нефтяного газа, а также очистка сточной воды от капелек нефти, механических примесей, железа, H2 S , 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:
- Измерение количества нефти, газа и воды, поступающих из каждой скважины;
- Транспортирование нефти, газа и воды от скважины к сборным пунктам, при необходимости с применением насосов на ДНС;
- Сепарация нефтяного газа от нефти и транспорт газа до потребителя;
- Отделение от нефти пластовой воды;
- Деэмульгация (обезвоживание и обессоливание) нефти;
- Стабилизация нефти;
- Очистка и осушка нефтяного газа;
- Очистка и ингибирование пластовой воды;
- Подогрев продукции скважин [2, c.32].
Требования к системам сбора и подготовки
Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского ...
... сбор и подготовка газа, а именно: транспортировка газа от скважин до УКПГ, сепарация газа ... Уренгой и локальных водозаборов газовых промыслов осуществляется благодаря развития этих ... на глубине 5385 м и представлены серыми миндалекаменными базальтами типа андезита. Триасовая система ... В южном направлении газ транспортируется по газопроводу Уренгой - Сургут - Челябинск. Транспортировка нефти и конденсата ...
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;
Топливно-энергетические ископаемые: (нефть, газ, уголь, горючие ...
... Дебит скважин, помимо физических свойств коллектора, его мощности и насыщения, определяется давлением растворённого в нефти газа и краевых вод. При добыче нефти скважинами не удаётся целиком извлечь всю ... Россия дают больше половины всей мировой добычи. Уголь добывают в основном в экономически развитых странах: ФРГ, Великобритания, Польша, Австралия, ЮАР и др. Энергетическая проблема связана с ...
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
Добыча нефти и газа на Ярино-Каменноложском, Кокуйском и Уньвинском ...
... (в редких случаях) устанавливают забойный штуцер. Режим работы скважины (дебиты нефти. газа и воды, давление забойное и устьевое) зависит от характеристики самой ... оборудование. Рабочее давление фонтанной арматуры — 7−105 мПа, проходное сечение центрального запорного устройства 50−150 мм. Фонтанная арматура скважин морских месторождений ... Полазна), Уньвинское и Сибирское (г. Березники) и Кокуйское ( ...
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:
- 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.
- 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 0 С.
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
| № п/п | Компонент смеси | Мольная доля компонента в нефти ( ) | Молекулярная масса компонента (M i ), кг/кмоль | К i |
| 1 | CO 2 | 0,05 | 44 | 59,8 |
| 2 | N 2 | 0,38 | 28 | 169,1 |
| 3 | CH 4 | 23,75 | 16 | 73,47 |
| 4 | С 2 Н6 | 4,16 | 30 | 11,17 |
| 5 | С 3 Н8 | 7,33 | 44 | 2,44 |
| 6 | изо-С 4 Н10 | 0,97 | 58 | 1,15 |
| 7 | н-С 4 Н10 | 4,49 | 58 | 0,81 |
| 8 | изо-С 5 Н12 | 1,47 | 72 | 0,21 |
| 9 | н-С 5 Н12 | 3,55 | 72 | 0,16 |
| 10 | С 6 Н14 + | 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 |
| CO 2 | 0,001 | 0,001 | 0,001 |
| Азот N 2 | 0,011 | 0,011 | 0,011 |
| Метан CH 4 | 0,681 | 0,669 | 0,662 |
| Этан С 2 Н6 | 0,104 | 0,103 | 0,102 |
| Пропан С 3 Н8 | 0,120 | 0,119 | 0,119 |
| Изобутан изо-С 4 Н10 | 0,011 | 0,011 | 0,011 |
| Н-бутан н-С 4 Н10 | 0,039 | 0,039 | 0,039 |
| Изопентан изо-С 5 Н12 | 0,004 | 0,004 | 0,004 |
| Н-пентан н-С 5 Н12 | 0,008 | 0,008 | 0,008 |
| С 6 Н14 + | 0,034 | 0,035 | 0,035 |
| åY i | 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:
M ср г =å Mi 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
| Компонент
смеси |
Молярный состав
сырой нефти (z’ i ), % |
Газ из сепаратора | Нефть из сепаратора
моли ( z ’ i — N 0 г i ) |
Мольный состав нефти
из блока сепараторов x ’ i =( z ’ i — N 0 г i ). 100 , % Σ ( z ’ i — N 0 г i ) |
|
| Молярная концентрация (y’ i ) | Моли | ||||
| CO 2 | 0,05 | 0,001 | 0,048 | 0,002 | 0,002 |
| N 2 | 0,38 | 0,011 | 0,376 | 0,004 | 0,006 |
| CH 4 | 23,75 | 0,669 | 23,154 | 0,596 | 0,911 |
| С 2 Н6 | 4,16 | 0,103 | 3,558 | 0,602 | 0,921 |
| С 3 Н8 | 7,33 | 0,119 | 4,130 | 3,200 | 4,893 |
| изо-С 4 Н10 | 0,97 | 0,011 | 0,367 | 0,603 | 0,922 |
| н-С 4 Н10 | 4,49 | 0,039 | 1,347 | 3,143 | 4,806 |
| изо-С 5 Н12 | 1,47 | 0,004 | 0,147 | 1,323 | 2,023 |
| н-С 5 Н12 | 3,55 | 0,008 | 0,277 | 3,273 | 5,005 |
| С 6 Н14 + | 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 (z i ), % | Массовый состав сырой нефти
M i c = zi . Mi |
Массовый состав газа из сепаратора
M i г =N0 г i . Mi |
Массовый состав нефти из сепаратора
M i н = Mi c — Mi г |
Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти
R i г =100. Mi г / Mi c , % |
| CO 2 | 0,05 | 2,2 | 2,133 | 0,067 | 96,936 |
| N 2 | 0,38 | 10,64 | 10,522 | 0,118 | 98,895 |
| CH 4 | 23,75 | 380 | 370,469 | 9,531 | 97,492 |
| С 2 Н6 | 4,16 | 124,8 | 106,738 | 18,062 | 85,527 |
| С 3 Н8 | 7,33 | 322,52 | 181,736 | 140,784 | 56,349 |
| i-С 4 Н10 | 0,97 | 56,26 | 21,281 | 34,979 | 37,827 |
| н-С 4 Н10 | 4,49 | 260,42 | 78,121 | 182,299 | 29,998 |
| i-С 5 Н12 | 1,47 | 105,84 | 10,583 | 95,257 | 9,999 |
| н-С 5 Н12 | 3,55 | 255,6 | 19,948 | 235,652 | 7,804 |
| С 6 Н14 + | 53,85 | 4631,1 | 103,011 | 4528,089 | 2,224 |
| Итого | 100 | åM i c =6149,38 | åM i г =94,542 | åM i н =5244,838 | R см г =14,709 |
Плотность газа при н.у:
массовый баланс процесса сепарации первой ступени 1" width="149" height="90">
R см г =0,1471 – массовая доля отгона.
Таблица 2.6. Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
| Компонент
смеси |
Молярная концентрация N 0 г i /åN0 г i | Молекулярная масса
(M i ) |
Массовый состав[N 0 г i /åN0 г i ]. Mi . 100 , %
Mср г |
Содержание тяжёлых углеводородов[N 0 г i /åN0 г i ]. Mi . rср . 103 , г/м3
M ср г |
| CO 2 | 0,000 | 44 | 0,004 | ~ |
| N 2 | 0,000 | 28 | 0,007 | ~ |
| CH 4 | 0,009 | 16 | 0,558 | ~ |
| С 2 Н6 | 0,009 | 30 | 1,057 | ~ |
| С 3 Н8 | 0,049 | 44 | 8,235 | 273,416 |
| изо-С 4 Н10 | 0,009 | 58 | 2,046 | 67,932 |
| н-С 4 Н10 | 0,048 | 58 | 10,664 | 354,043 |
| изо-С 5 Н12 | 0,020 | 72 | 5,572 | 184,998 |
| н-С 5 Н12 | 0,050 | 72 | 13,785 | 457,661 |
| С 6 Н14 + | 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:
Q н = Gчас . (100 – 80)/100
Q н = 142,86. (100 – 80)/100 = 28,572 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Q г = Rсм г . Qн
Q г = 0,1471 . 28,57 = 4,20 т/ч.
Q н сеп = Qн — Qг
Q н сеп = 28,57 – 4,20 = 24,37 т/ч,
Q сеп = Qн сеп + Q н2О
Q сеп = 24,37+ 114,29 = 138,66 т/ч.
Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:
ЕQ до сеп = åQпосле сеп ;
ЕQ до сеп = Q = 142,86 т/ч;
ЕQ после сеп = Qсеп + Qг ;
Q сеп + 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
Поток сырой нефти производительностью Q сеп входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:
R н сеп = 100 . (Qн сеп / Qсеп )
R н сеп = 100 . 24,37 / 138,66 = 17,57 %.
R в сеп = 100 — Rн 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; Qв от = В – количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.
Тогда составим систему уравнений:
Q сеп . Rн сеп = 0,998 . Н + 0,002 . В
Q сеп . Rв 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 . Qн от = 0,998. 24,19 = 24,14 т/ч;
- вода – 0,002 . Qн от = 0,002. 24,19= 0,048 т/ч.
Q в от = 114,38 т/ч, в том числе:
- вода 0,999 . Qв от = 0,999. 114,38 = 114,27 т/ч;
- нефть – 0,001 . Qв 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
| 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 = 50 0 С.
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
| № п/п | Компонент смеси | Мольная доля компонента в нефти ( ) | Молекулярная масса компонента ( Mi ), кг/кмоль | К i |
| 1 | СО 2 | 0,002 | 44 | 568,9 |
| 2 | N 2 | 0,006 | 28 | 639,2 |
| 3 | CH 4 | 0,911 | 16 | 313,7 |
| 4 | С 2 Н6 | 0,921 | 30 | 60,11 |
| 5 | С 3 Н8 | 4,893 | 44 | 16,99 |
| 6 | изо-С 4 Н10 | 0,922 | 58 | 8,52 |
| 7 | н-С 4 Н10 | 4,806 | 58 | 5,6 |
| 8 | изо-С 5 Н12 | 2,023 | 72 | 2,022 |
| 9 | н-С 5 Н12 | 5,005 | 72 | 1,571 |
| 10 | С 6 Н14 + | 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 |
| СО 2 | 0,000 | 0,000 |
| Азот N 2 | 0,000 | 0,000 |
| Метан CH 4 | 0,039 | 0,040 |
| Этан С 2 Н6 | 0,038 | 0,038 |
| Пропан С 3 Н8 | 0,178 | 0,179 |
| Изобутан изо-С 4 Н10 | 0,029 | 0,029 |
| Н-бутан н-С 4 Н10 | 0,131 | 0,131 |
| Изопентан изо-С 5 Н12 | 0,033 | 0,033 |
| Н-пентан н-С 5 Н12 | 0,069 | 0,070 |
| Гексан и выше С 6 Н14 + | 0,481 | 0,480 |
| åY i | 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 ( z ’ i ), % |
Газ из сепаратора | Нефть из сепаратора
моли ( z ’ i — N 0 г i ) |
Мольный состав нефти
из блока сепараторов x ’ i =( z ’ i — N 0 г i ). 100 , % Σ ( z ’ i — N 0 г i ) |
|
| Молярная
концентрация ( y ’ i ) |
Моли |
||||
| СО 2 | 0,002 | 0,000 | 0,002 | 0,000 | 0,000 |
| N 2 | 0,006 | 0,000 | 0,006 | 0,000 | 0,000 |
| CH 4 | 0,911 | 0,040 | 0,901 | 0,010 | 0,013 |
| С 2 Н6 | 0,921 | 0,038 | 0,872 | 0,049 | 0,064 |
| С 3 Н8 | 4,893 | 0,179 | 4,080 | 0,813 | 1,053 |
| изо-С 4 Н10 | 0,922 | 0,029 | 0,660 | 0,262 | 0,340 |
| н-С 4 Н10 | 4,806 | 0,131 | 2,995 | 1,811 | 2,346 |
| изо-С 5 Н12 | 2,023 | 0,033 | 0,756 | 1,267 | 1,641 |
| н-С 5 Н12 | 5,005 | 0,070 | 1,586 | 3,419 | 4,429 |
| С 6 Н14 + | 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:
Mср г = å Mi г / å N0 г i
Mср г = 1542,68 / 22,809= 67,635 г/моль
Таблица 2.12. Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
| Компонент
смеси |
Молярный состав сырой нефти (z i ) , % | Массовый состав сырой нефти Mi c = zi . Mi | Массовый состав газа из сепаратора
Mi г = N 0 г i . Mi |
Массовый состав нефти из сепаратора
Mi н = Mi c — Mi г |
Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти
Ri г =100. Mi г / Mi c , % |
| СО 2 | 0,00234 | 0,103 | 0,102 | 0,001 | 99,408 |
| N 2 | 0,00642 | 0,180 | 0,179 | 0,001 | 99,473 |
| CH 4 | 0,91088 | 14,574 | 14,418 | 0,156 | 98,932 |
| С 2 Н6 | 0,92063 | 27,619 | 26,146 | 1,473 | 94,667 |
| С 3 Н8 | 4,8926 | 215,274 | 179,501 | 35,773 | 83,383 |
| изо-С 4 Н10 | 0,92218 | 53,486 | 38,275 | 15,211 | 71,561 |
| н-С 4 Н10 | 4,80613 | 278,755 | 173,719 | 105,037 | 62,319 |
| изо-С 5 Н12 | 2,02303 | 145,658 | 54,461 | 91,198 | 37,389 |
| н-С 5 Н12 | 5,00471 | 360,339 | 114,201 | 246,137 | 31,693 |
| С 6 Н14 + | 80,5111 | 6923,953 | 941,694 | 5982,259 | 13,601 |
| Итого | 100 | åM i c =8019,9 | åM i г =1542,68 | åM i н =6477,25 | R см г =19,236 |
Rсм г =0,19236 – массовая доля отгона.
Таблица 2.13. Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
| Компонент
смеси |
Молярная концентрация N 0 г i / å N 0 г i | Молекулярная масса
( Mi ) |
Массовый состав
[ N 0 г i / å N 0 г i ]. Mi . 100 , % M ср г |
Содержание тяжёлых углеводородов
[ N 0 г i / å N 0 г i ]. Mi . r ср . 103 , г/м3 M ср г |
| СО 2 | 0,000 | 44 | 0,000 | ~ |
| N 2 | 0,000 | 28 | 0,000 | ~ |
| CH 4 | 0,000 | 16 | 0,003 | ~ |
| С 2 Н6 | 0,001 | 30 | 0,028 | ~ |
| С 3 Н8 | 0,011 | 44 | 0,685 | 17,473 |
| изо-С 4 Н10 | 0,003 | 58 | 0,291 | 7,429 |
| н-С 4 Н10 | 0,023 | 58 | 2,012 | 51,303 |
| изо-С 5 Н12 | 0,016 | 72 | 1,747 | 44,543 |
| н-С 5 Н12 | 0,044 | 72 | 4,715 | 120,220 |
| С 6 Н14 + | 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.
Q н = 24,142 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Q г = Rсм г . Qн
Q г = 24,142 . 0,19236 = 4,644 т/ч.
Q н сеп = Qн — Qг = 24,142 – 4,644 = 19,498 т/ч,
Q сеп = Qн сеп + Q н2О = 19,498 + 0,048 = 19,546 т/ч.
Правильность расчёта баланса определится выполнением условия:
ЕQ до сеп = åQпосле сеп ;
ЕQ до сеп = Q = 24,142 т/ч;
ЕQ после сеп = Qсеп + Qг ;
Q сеп + 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.
