Размещено на http://www.allbest.ru/

федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«тюменский государственный нефтегазовый университет»

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений»

Курсовая работа

«Сбор и подготовка скважиной продукции»

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ЗАДАНИЕ

на курсовую работу «Сбор и подготовка скважиной продукции»

Дата выдачи задания: 11 сентября 2012 г.

Срок представления работы: 3 декабря 2012 г.

Тема курсовой работы: Рассчитать материальный баланс УПСВ производительностью 1,2 млн. т/год по товарной нефти; годовая продолжительность 350 дней; обводненность сырой нефти 95 %_мас.; содержание воды в нефти на выходе из установки 12 %_мас; содержание углеводородов в товарной воде 0,1 %_мас. Давление первой стадии сепарации 0,4 МПа; температура первой стадии сепарации 10 ^ОС. Давление стадии отстаивания 0,4 МПа; температура стадии отстаивания 60 ^ОС. Давление второй стадии сепарации 0,01 МПа; температура второй стадии сепарации 60 ^ОС»

Состав входящей нефти

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти (z), % мол.	Молекулярная масса (М), кг/кмоль
1	Диоксид углерода ()	0,36	44
2	Азот ()	0,20	28
3	Метан ()	25,91	16
4	Этан ()	2,16	30
5	Пропан ()	3,52	44
6	n-Бутан (n-)	3,45	58
7	i-Бутан (i-)	1,19	58
8	n-Пентан (n-)	2,15	72
9	i-Пентан (i-СН)	2,10	72
10	Гексан и выше (n-)	58,96	86
		100	-

Перечень подлежащих разработке вопросов в расчетно-пояснительной записке:

· Рисунок принципиальной технологической схемы объекта и ее описание.

· Описание и принцип действия типового аппарата

· Расчет материальный баланс установки в целом и по стадиям

1. Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброса воды (УПСВ)

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

Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на конечную сепарационную установку (КСУ), где производится отбор газа при более низком давлении, и затем направляется на УПН или ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологическая схема прочеса должна обеспечивать:

А) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в ''отстойные'' аппараты;

Б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа и окончательной дегазацией;

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

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.

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

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды.

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

Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.

Рис. 1. 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.

2. Подогреватель путевой ПП-1,6 / 1,6-1

Подогреватель путевой ПП-1,6 (рис. 2.) и его модификации предназначены для нагрева обезвоженной нефти, нефтяных эмульсий, воды, вязкой нефти и нефтепродуктов при транспортировке и на нефтяных промыслах, а также для нагрева нефтяных эмульсий на установках подготовки нефти.

Рис. 2. Подогреватель путевой ПП-1,6

Описание конструкции ПП-1,6 / 1,6-1.

Подогреватель нефти ПП-1,6 представляет собой цилиндрический горизонтальный сосуд с плоскими днищами, во внутренней полости которого установлены две топки и два змеевика.

Топочные устройства оборудованы газовыми горелками с запальниками, дымовыми трубами с системой автоматизации. Снаружи сосуда смонтированы приборы контроля автоматики, газовый коллектор, штуцера с фланцами - вход нефти, выход нефти, трубопроводы для подвода и отвода нефти, дренаж осадка, указатель уровня воды, площадка, лестница, расширительный бачок для технического осмотра и заполнения внутреннего объема сосуда водой.

Приборы контроля и автоматического регулирования на газовом коллекторе установлены в кожухах.

Сосуд путевого подогревателя на подвижных опорах и неподвижной опоре установлен на основании сварной конструкции, предназначенного для перемещения подогревателя в пределах площадки промысла.

Система автоматизации устанавливается в диспетчерском пункте.

Принцип работы ПП-1,6.

При сгорании топливного газа в топке происходит нагревание теплоносителя до температуры 90-95°С.

Теплоноситель передает тепло нефти, проходящей через змеевик. Нефть нагревается на 25°С.

Принцип работы ПП-1,6-1.

Газ на запальную горелку подается из баллона.

Нефть на подогреватель отбирается из системы топлива или из промысловой сети, которая после очистки подается на форсунку, сжигается в топке подогревателя, отдавая тепло промежуточному теплоносителю.

Охлажденные продукты сгорания при помощи дымовой трубы выводятся из топки подогревателя в атмосферу.

Нефть из промысловой сети поступает в продуктовый змеевик подогревателя, нагревается от промежуточного теплоносителя, после чего выводится из подогревателя.

3. Материальный баланс первой ступени сепарации

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

P=0,4 MПа; t=10⁰C.

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:

(3.1)

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 P=0,4 MПа и температуре t=20⁰C).

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

(3.2)

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

Поскольку , то по уравнению (3.2) получим:

(3.3)

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 1200000 тонн/год часовая производительность установки составит:

т/ч.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия () с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.1.

Исходные данные для расчета. Таблица 3.1

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ()	Молекулярная масса компонента (), кг/кмоль
	0,36	44	36,5
	0,20	28	122,1
	25,91	16	52,00
	2,16	30	7,45
	3,52	44	1,57
i-	1,19	58	0,74
n-	3,45	58	0,51
i-	2,10	72	0,13
n-	2,15	72	0,09
n-	58,96	86	0,025
	100	-	-

Составляем уравнение 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. 3.2.

Определение мольной доли отгона . Таблица 3.2

Компонент смеси	=30	=30,13	=31
	0,011	0,011	0,011
	0,007	0,006	0,006
	0,827	0,823	0,801
	0,055	0,055	0,054
	0,047	0,047	0,047
i-	0,010	0,009	0,010
n-	0,021	0,021	0,021
i-	0,004	0,004	0,004
n-	0,003	0,003	0,003
n-	0,021	0,021	0,021
	1,006	1	0,978

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 30,13 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в табл. 3.3.

Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Таблица 3.3

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (), %	Газ из сепаратора	Нефть из сепаратора моли ()	Мольный состав нефти из блока сепараторов %
		Молярная концентрация ()	Моли
	0,36	0,011	0,33	0,03	0,04
	0,20	0,006	0,18	0,02	0,03
	25,91	0,823	24,8	1,11	1,59
	2,16	0,055	1,66	0,5	0,72
	3,52	0,047	1,42	2,1	3,00
i-	1,19	0,009	0,27	0,92	1,32
n-	3,45	0,021	0,63	2,82	4,04
i-	2,10	0,004	0,12	1,98	2,83
n-	2,15	0,003	0,09	2,06	2,95
n-	58,96	0,021	0,63	58,33	83,48
Итого	100,000	1,000	30,13	69,87	100

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в табл. 3.4.

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Таблица 3.4

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (), %	Массовый состав сырой нефти	Массовый состав газа из сепаратора	Массовый состав нефти из сепаратора	Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти %
	0,36	15,84	14,52	1,32	91,67
	0,20	5,60	5,04	0,56	90,00
	25,91	414,56	396,80	17,76	95,72
	2,16	64,80	49,80	15,00	76,85
	3,52	154,88	62,48	92,40	40,34
i-	1,19	69,02	15,66	53,36	22,69
n-	3,45	200,10	36,54	163,56	18,26
i-	2,10	151,20	8,64	142,56	5,71
n-	2,15	154,80	6,48	148,32	4,19
n-	58,96	5070,56	54,18	5016,38	1,07
Итого	100

- массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:



Плотность газа:

кг/м³

Плотность газа при н.у:

кг/м³

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Таблица 3.5

Компонент смеси	Молярная конденсация	Молекулярная масса ()	Массовый состав %	Содержание тяжелых углеводородов г/м3
	0,011	44	2,24	-
	0,006	28	0,78	-
	0,823	16	61,03	-
	0,055	30	7,66	-
	0,047	44	9,61	357,28
i-	0,009	58	2,39	88,99
n-	0,021	58	5,62	208,98
i-	0,004	72	1,34	49,65
n-	0,003	72	1	37,24
n-	0,021	86	8,33	309,87
Итого	1	-	100	1052,01

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

Сырая нефть имеет обводненность 95% масс. Производительность общего потока Q сырого продукта составляет 142,86 т/ч.

Количество безводной нефти в этом потоке составляет:

т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

т/ч.

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

т/ч.

т/ч.

Правильность расчета материального баланса определится выполнением условия:

т/ч.;

т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.6.

Таблица 3.6

Приход	Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	99,49
В том числе:				В том числе:
Нефть	5	7,14	59976	Нефть	4,5	6,4	53760
Вода	95	135,72	1140048	Вода	95,5	135,72	1140048
				Всего	100	142,12	1193808
ИТОГО	100	142,86	1200024	Газ	0,51	0,74	6216
				ИТОГО	100	142,86	1200024

4. Материальный баланс блока сбора воды

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

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

-обезвоженная нефть: вода - 12%; нефть - 88,00%;

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

Обозначим: - количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; - количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.

Тогда составим систему уравнений:



Решая эту систему, получаем:

т/ч

т/ч.

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

т/ч, в том числе:

- нефть - т/ч;

- вода - т/ч.

т/ч, в том числе:

- вода - т/ч;

- нефть - т/ч.

Данные по расчету блока сброса боды заносим в табл. 3.7.

Таблица 3.7

Приход	Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Обезвоженная нефть	5
В том числе:				В том числе:
Нефть	4,5	6,4	53760	Нефть	88	6,27	52668
Вода	95,5	135,72	1140048	Вода	12	0,85	7140
				Всего	100	7,12	59808
				Подтоварная вода в том числе:	95
				Вода	99,9	134,87	1132908
				нефть	0,1	0,13	1092
				Всего	100	135	1134000
Итого	100	142,12	1193808	Итого	100	142,12	1193808

сброс вода подогреватель нефть

5. Материальный баланс второй ступени сепарации

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

P=0,1 MПа; t=60⁰C.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия () с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.8.

Исходные данные для расчета

Таблица 3.8

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ()	Молекулярная масса компонента (), кг/кмоль
	0,04	44	759,4
	0,03	28	676,7
	1,59	16	342,3
	0,72	30	67,54
	3,00	44	20,96
i-	1,32	58	10,7
n-	4,04	58	8
i-	2,83	72	2,684
n-	2,95	72	2,117
n-	83,48	86	0,754
	100	-	-

Составляем уравнение 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. 3.9.

Определение мольной доли отгона

Таблица 3.9

Компонент смеси	=24	=49,78	=50
	0,001	0,0008	0,001
	0,001	0,0006	0,001
	0,032	0,0318	0,032
	0,014	0,0143	0,014
	0,058	0,0575	0,057
i-	0,025	0,0242	0,024
n-	0,073	0,0721	0,072
i-	0,042	0,0413	0,041
n-	0,040	0,0401	0,040
n-	0,717	0,7173	0,717
	1,003	1,0000	0,999

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 49,78 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в табл. 3.10.

Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

Таблица 3.10

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (), %	Газ из сепаратора	Нефть из сепаратора моли ()	Мольный состав нефти из блока сепараторов %
		Молярная концентрация ()	Моли
	0,04	0,0008	0,04	0	0
	0,03	0,0006	0,03	0	0
	1,59	0,0318	1,58	0,01	0,02
	0,72	0,0143	0,71	0,01	0,02
	3,00	0,0575	2,86	0,14	0,28
i-	1,32	0,0242	1,20	0,12	0,24
n-	4,04	0,0721	3,59	0,45	0,90
i-	2,83	0,0413	2,06	0,77	1,53
n-	2,95	0,0401	2,00	0,95	1,89
n-	83,48	0,7173	35,71	47,77	95,12
Итого	100	1,0000	49,78	50,22	100

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в табл. 3.11.

Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

Таблица 3.11

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (), %	Массовый состав сырой нефти	Массовый состав газа из сепаратора	Массовый состав нефти из сепаратора	Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти %
	0,04	1,76	1,76	0	100
	0,03	0,84	0,84	0	100
	1,59	25,44	25,28	0,16	99,37
	0,72	21,60	21,30	0,30	98,61
	3,00	132,00	125,84	6,16	95,33
i-	1,32	76,56	69,60	6,96	90,91
n-	4,04	234,32	208,22	26,10	88,86
i-	2,83	203,76	148,32	55,44	72,79
n-	2,95	212,40	144,00	68,40	67,80
n-	83,48	7179,28	3071,06	4108,22	42,78
Итого	100

- массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Плотность газа:

кг/м³

Плотность газа при н.у:

кг/м³

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Таблица 3.12

Компонент смеси	Молярная конденсация	Молекулярная масса ()	Массовый состав %	Содержание тяжелых углеводородов г/м3
	0,0008	44	0,05	-
	0,0006	28	0,02	-
	0,0317	16	0,66	-
	0,0143	30	0,56	-
	0,0574	44	3,29	369,65
i-	0,0241	58	1,82	204,58
n-	0,0721	58	5,45	612,05
i-	0,0414	72	3,89	436,27
n-	0,0402	72	3,78	423,63
n-	0,7174	86	80,48	9029,92
Итого	1,0000	-	100	11076,10

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

т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

т/ч.

т/ч.

т/ч.

Правильность расчета материального баланса определится выполнением условия:

т/ч.;

т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.13.

Таблица 3.13

	Приход	Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	58,43
В том числе:				В том числе:
Нефть	85	6,27	52668	Нефть	79,57	3,31	27804
Вода	15	0,85	7140	Вода	20,43	0,85	7140
				Всего	100	4,16	34944
Итого	100	7,12	59808	Газ	41,57	2,96	24864
				Итого	100	7,12	59808

6. Общий материальный баланс установки

На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.14.

Таблица 3.14

Приход	Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Подготовленная нефть	5
В том числе:				В том числе:
Нефть	5	7,14	59976	Нефть	79,57	3,31	27804
Вода	95	135,72	1140048	Вода	20,43	0,85	7140
				Всего	100	4,16	34944
				Газ	2,6	3,7	31080
				Подтоварная вода в том числе:	95
				Вода	99,9	134,87	1132908
				нефть	0,1	0,13	1092
				Всего	100	135	1134000
Итого	100	142,86	1200024	Итого	100	142,86	1200024

Размещено на Allbest.ru