Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Определение эффективности использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

Определение эффективности использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

Общие сведения о Тенгизском месторождении расположенного в Казахстане. Факторы, определяющие количество ступеней подготовки нефти до товарного качества. Пример расчета установок, применяемых на промысле для сбора и подготовки скважинной продукции.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 12.12.2014
Размер файла 295,8 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

x'i=( z'i- N0гi).100, %

У(z'i- N0гi)

Молярная концентрация (y'i)

Моли

CO2

0,030

0,001

0,02

0,01

0,01

N2

0,540

0,022

0,52

0,02

0,03

CH4

22,400

0,820

19,14

3,26

4,21

С2Н6

1,700

0,038

0,88

0,82

1,06

С3Н8

4,910

0,053

1,23

3,68

4,75

изо-С4Н10

1,960

0,010

0,24

1,72

2,22

н-С4Н10

4,470

0,017

0,41

4,06

5,25

изо-С5Н12

1,980

0,003

0,08

1,90

2,45

н-С5Н12

2,930

0,004

0,09

2,84

3,66

С6Н14+

59,080

0,030

0,71

59,08

76,35

Итого

100,000

1,000

23,35

77,38

100,00

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.5.

Rсмг= 0,0797 - массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi.

Mсрг = 513,81 / 23,35 = 22,02.

Плотность газа:

кг/м3.

Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и температуре 0оС):

кг/м3.

Таблица 3.5

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент

смеси

Молярный состав сырой нефти (), %

Массовый состав сырой нефти

Mic=.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

0,03

1,32

0,94

0,38

71,41

N2

0,54

15,12

14,53

0,59

96,13

CH4

22,40

358,40

306,30

52,10

85,46

С2Н6

1,70

51,00

26,32

24,68

51,60

С3Н8

4,91

216,04

54,22

161,82

25,10

изо-С4Н10

1,96

113,68

13,97

99,71

12,29

н-С4Н10

4,47

259,26

23,68

235,58

9,13

изо-С5Н12

1,98

142,56

5,83

136,73

4,09

н-С5Н12

2,93

210,96

6,84

204,12

3,24

С6Н14+

59,08

5080,88

61,17

5080,88

1,20

Итого

100

Mic=6449,22

Miг =513,81

Miн=5996,57

Rсмг= 7,97

Таблица 3.6

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси

Молярная концентрация N0гi/N0гi

Молекулярная масса

(Mi)

Массовый состав

[N0гi/N0гi].Mi.100 , %

Mсрг

Содержание тяжёлых углеводородов

[N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3 Mсрг

CO2

0,0009

44

0,18

~

N2

0,0222

28

2,83

~

CH4

0,8206

16

59,61

~

С2Н6

0,0376

30

5,12

~

С3Н8

0,0528

44

10,55

773,40

изо-С4Н10

0,0103

58

2,72

199,29

н-С4Н10

0,0175

58

4,61

337,78

изо-С5Н12

0,0035

72

1,13

83,17

н-С5Н12

0,0041

72

1,33

97,56

С6Н14+

0,0305

86

11,90

872,42

Итого

1,0000

~

100,00

2363,62

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 49% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет Qн = 33,39 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,0797 . 33,39 = 2,66 т/ч.

Qнсеп = Qн - Qг = 33,39 - 2,66 = 30,73 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q воды = 30,73 + 32,08 = 62,82 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

Qдо сеп = Qпосле сеп;

Qдо сеп = Q = 33,39 т/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 30,73 + 2,66 = 33,39 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.7.

Таблица 3.7

Материальный баланс сепарации первой ступени

Приход

Расход

%масс

т/ч

т/г

%масс

т/ч

т/г

Эмульсия

Эмульсия

95,94

в том числе:

в том числе:

нефть

51

33,39

280500

нефть

48,925

30,73

258152

вода

49

32,08

269500

вода

51,075

32,08

269500

Всего

100

62,82

527652

ИТОГО

100

65,48

550000

Газ

4,06

2,66

22348

ИТОГО

100

65,48

550000

3.1.2 Материальный баланс второй ступени

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,4 МПа; t = 200С.

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

Таблица 3.8

Исходные данные для расчета

Компонент смеси

Мольная доля компонента в нефти ()

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Кi

СО2

0,011

44

53,1

N2

0,03

28

131,5

CH4

4,21

16

58,2

С2Н6

1,06

30

9,3

С3Н8

4,75

44

2,08

изо-С4Н10

2,22

58

0,99

н-С4Н10

5,25

58

0,7

изо-С5Н12

2,45

72

0,19

н-С5Н12

3,66

72

0,14

С6Н14+

76,35

86

0,05

100,00

~

-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие .

Подбор величины приводится в табл. 3.9.

Таблица 3.9

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси

= 3,7

= 4,23

СО2

0,002

0,002

Азот N2

0,006

0,005

Метан CH4

0,786

0,716

Этан С2Н6

0,076

0,073

Пропан С3Н8

0,095

0,095

Изобутан изо-С4Н10

0,022

0,022

Н-бутан н-С4Н10

0,037

0,037

Изопентан изо-С5Н12

0,005

0,005

Н-пентан н-С5Н12

0,005

0,005

Гексан и выше С6Н14 +

0,040

0,040

Yi

1,073

1,000

Таблица 3.10

Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент

смеси

Молярный состав

сырой нефти (z'i), %

Газ из сепаратора

Нефть из сепаратора

моли (z'i - N0гi)

Мольный состав нефти

из блока сепараторов

x'i=( z'i- N0гi).100, %

У(z'i- N0гi)

Молярная

концентрация (y'i)

Моли

СО2

0,01

0,002

0,01

0,00

0,00

N2

0,03

0,005

0,02

0,00

0,00

CH4

4,21

0,716

3,03

1,18

1,23

С2Н6

1,06

0,073

0,31

0,75

0,79

С3Н8

4,75

0,095

0,40

4,35

4,54

изо-С4Н10

2,22

0,022

0,09

2,13

2,22

н-С4Н10

5,25

0,037

0,16

5,09

5,31

изо-С5Н12

2,45

0,005

0,02

2,43

2,54

н-С5Н12

3,66

0,005

0,02

3,64

3,80

С6Н14+

76,35

0,040

0,17

76,35

79,58

Итого

100,00

1,000

N0гi 4,23

95,94

100,00

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

Таблица 3.11

Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент

смеси

Молярный состав сырой нефти (), %

Массовый состав сырой нефти Mic=.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 , %

СО2

0,01

0,49

0,34

0,15

70,11

N2

0,03

0,76

0,65

0,11

85,31

CH4

4,21

67,33

48,47

18,86

71,99

С2Н6

1,06

31,90

9,29

22,61

29,12

С3Н8

4,75

209,12

17,60

191,52

8,41

изо-С4Н10

2,22

128,85

5,40

123,46

4,19

н-С4Н10

5,25

304,44

9,13

295,31

3,00

изо-С5Н12

2,45

176,70

1,47

175,23

0,83

н-С5Н12

3,66

263,79

1,62

262,17

0,61

С6Н14+

76,35

6566,07

14,47

6566,07

0,22

Итого

100,00

Mic=7749,43

Miг =108,43

Miн=7655,47

Rсмг= 1,40

Rсмг=0,0140- массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

Mсрг = 108,43 / 4,23 = 25,63.

Плотность газа:

кг/м3,

Плотность газа при н.у:

кг/м3.

Таблица 3.12

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент

смеси

Молярная концентрация N0гi/N0гi

Молекулярная масса

(Mi)

Массовый состав

[N0гi/N0гi].Mi.100 , %

Mсрг

Содержание тяжёлых углеводородов

[N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3 Mсрг

СО2

0,00

44

0,20

~

N2

0,01

28

1,35

~

CH4

0,75

16

52,06

~

С2Н6

0,07

30

9,33

~

С3Н8

0,10

44

18,90

253,77

изо-С4Н10

0,02

58

5,57

74,77

н-С4Н10

0,04

58

9,39

126,12

изо-С5Н12

0,00

72

1,53

20,54

н-С5Н12

0,01

72

1,68

22,56

С6Н14+

-

195,37

-

Итого

1,00

~

100,00

497,76

Составим материальный баланс блока без сбора воды:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,0140 . 30,73 = 0,43 т/ч.

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

Qнсеп = Qн - Qг = 30,73 - 0,43 = 30,30 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q . Н2О = 30,30 + 32,08 = 62,39 т/ч.

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

Таблица 3.13

Материальный баланс второй ступени сепарации

Приход

Расход

 

%масс

т/ч

т/г

 

%масс

т/ч

т/г

Эмульсия

Эмульсия

99,32

в том числе:

в том числе:

нефть

48,92

30,73

258152,4

нефть

48,57

30,30

254540,4

вода

51,08

32,08

269500

вода

51,43

32,08

269500,0

 

 

 

 

Всего

100

62,39

524040,4

ИТОГО

100,00

62,82

527652,4

Газ

0,68

0,43

3612,0

ИТОГО

100,00

62,82

527652,4

3.1.3 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

Общий материальный баланс установки

Приход

Расход

% масс

кг/ч

т/г

% масс

кг/ч

т/г

Эмульсия

Подготовленная

в том числе:

нефть

нефть

51

33,39

280500

в том числе:

вода

49

32,08

269500

нефть

46,28

30,30

254540

вода

49,00

32,08

269500

Газ

4,72

3,09

25960

Итого

100

65,48

550000

Итого

100,00

65,48

550000

3.2 Пример расчета материального баланса дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Исходные данные для расчета:

годовая производительность установки по сырью - 750000 тонн/год,

обводненность сырой нефти - 80%,

содержание воды в подготовленной нефти - 10%.

Компонентный состав нефти приведен в табл. 3.15.

Таблица 3.15

Компонентный состав нефти

Компонент

CO2

N2

CH4

C2H6

C3H8

i-C4H10

н-C4H10

i-C5H12

н-С5H12

С6H14 +

Итого

% мол.

0,23

0,25

37,86

5,06

8,56

2,69

5,14

2,95

2,96

34,30

100,00

3.2.1 Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствуют абсолютному давлению и температуре, равных соответственно: Р = 0,5 МПа; t = 20 0С.

Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,4 - 0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона:

,

где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в равновесии с жидким остатком.; - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 0,5 МПа и температуре t = 20 0С).

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

,

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

Поскольку , то по уравнению получим

.

Уравнение используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии Gэ - 750000 тонн/год часовая производительность установки составит

т/ч.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.16.

Таблица 3.16

Исходные данные для расчета

Компонент смеси

Мольная доля компонента в нефти ()

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Кi

CO2

0,23

44

14,5

N2

0,25

28

144

CH4

37,86

16

35

С2Н6

5,06

30

6

С3Н8

8,56

44

1,7

изо-С4Н10

2,69

58

0,6

н-С4Н10

5,14

58

0,45

изо-С5Н12

2,95

72

0,17

н-С5Н12

2,96

72

0,13

С6Н14+

34,30

86

0,04

100

-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие

Подбор величины приводится в табл. 3.17.

Таблица 3.17

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси

= 49

= 52,4

= 55

CO2

0,004

0,004

0,004

Азот N2

0,005

0,005

0,005

Метан CH4

0,750

0,704

0,673

Этан С2Н6

0,088

0,084

0,081

Пропан С3Н8

0,108

0,106

0,105

Изобутан изо-С4Н10

0,020

0,020

0,021

Н-бутан н-С4Н10

0,032

0,032

0,033

Изопентан изо-С5Н12

0,008

0,009

0,009

Н-пентан н-С5Н12

0,007

0,007

0,007

С6Н14 +

0,026

0,028

0,029

Yi

1,049

1,028

0,967

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 52,4 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.18.

Таблица 3.18

Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент

смеси

Молярный состав

сырой нефти (z'i), %

Газ из сепаратора

Нефть из сепаратора

моли (z'i - N0гi)

Мольный состав нефти

из блока сепараторов

x'i=( z'i- N0гi).100, %

У(z'i- N0гi)

Молярная концентрация (y'i)

Моли

CO2

0,230

0,004

0,22

0,01

0,03

N2

0,250

0,005

0,25

0,00

0,00

CH4

37,860

0,704

36,90

0,96

1,95

С2Н6

5,060

0,084

4,39

0,67

1,36

С3Н8

8,560

0,106

5,58

2,98

6,08

изо-С4Н10

2,690

0,020

1,07

1,62

3,30

н-С4Н10

5,140

0,032

1,70

3,44

7,01

изо-С5Н12

2,950

0,009

0,47

2,48

5,07

н-С5Н12

2,960

0,007

0,37

2,59

5,28

С6Н14+

34,300

0,028

1,45

34,30

67,71

Итого

100,000

1,000

52,40

49,05

100,00

Таблица 3.19

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

0,23

10,12

9,52

0,60

94,10

N2

0,25

7,00

6,96

0,04

99,37

CH4

37,86

605,76

590,44

15,32

97,47

С2Н6

5,06

151,80

131,84

19,96

86,85

С3Н8

8,56

376,64

245,47

131,17

65,17

изо-С4Н10

2,69

156,02

62,06

93,96

39,78

н-С4Н10

5,14

298,12

98,76

199,36

33,13

изо-С5Н12

2,95

212,40

33,48

178,92

15,76

н-С5Н12

2,96

213,12

26,68

186,44

12,52

С6Н14+

34,30

2949,80

124,41

2949,80

4,22

Итого

100

Mic=4980,78

Miг =1329,62

Miн=3775,57

Rсмг= 26,7

Rсмг=0,2670 - массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

Mсрг = 1329,62 / 52,4 = 25,38.

Плотность газа:

кг/м3.

Плотность газа при н.у:

кг/м3.

Таблица 3.20

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент

смеси

Молярная концентрация N0гi/N0гi

Молекулярная масса

(Mi)

Массовый состав

[N0гi/N0гi].Mi.100 , %

Mсрг

Содержание тяжёлых углеводородов

[N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3

Mсрг

CO2

0,0041

44

0,72

~

N2

0,0047

28

0,52

~

CH4

0,7043

16

44,41

~

С2Н6

0,0839

30

9,92

~

С3Н8

0,1065

44

18,46

974,37

изо-С4Н10

0,0204

58

4,67

246,34

н-С4Н10

0,0325

58

7,43

392,01

изо-С5Н12

0,0089

72

2,52

132,91

н-С5Н12

0,0071

72

2,01

105,91

С6Н14+

0,0276

86

9,36

493,84

Итого

1,0000

~

100,00

2345,37

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 = 17,86 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,2670 . 17,86 = 4,77 т/ч.

Qнсеп = Qн - Qг = 17,86 - 4,77 = 13,09 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 13,09 + 71,43 = 84,52 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

Qдо сеп = Qпосле сеп;

Qдо сеп = Q = 17,86 т/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 13,09 + 4,77 = 17,86 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл.

Таблица 3.21

Материальный баланс сепарации первой ступени

Приход

Расход

%масс

т/ч

т/г

%масс

т/ч

т/г

Эмульсия

Эмульсия

94,66

 

 

в том числе:

в том числе:

 

 

 

нефть

20

17,86

150000

нефть

15,49

13,09

109957

вода

80

71,43

600000

вода

84,51

71,43

600000

Всего

100

84,52

709957

ИТОГО

100

89,29

750000

Газ

5,34

4,77

40043

ИТОГО

100

89,29

750000

3.2.2 Материальный баланс второй ступени со сбросом воды

Материальный баланс второй ступени сепарации.

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,15 МПа; t = 400С.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.22.

Таблица 3.22

Исходные данные для расчета

Компонент смеси

Мольная доля компонента в нефти ()

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Кi

СО2

0,03

44

65,5

N2

0,00

28

546

CH4

1,95

16

142,5

С2Н6

1,36

30

30

С3Н8

6,08

44

9,25

изо-С4Н10

3,30

58

3,75

н-С4Н10

7,01

58

2,55

изо-С5Н12

5,07

72

1,05

н-С5Н12

5,28

72

0,875

С6Н14+

69,93

86

0,29

100,00

~

-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие .

Подбор величины приводится в табл. 2.23.

Таблица 3.23

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси

= 12

= 15,6

СО2

0,002

0,002

Азот N2

0,000

0,0002

Метан CH4

0,155

0,121

Этан С2Н6

0,091

0,074

Пропан С3Н8

0,282

0,246

Изобутан изо-С4Н10

0,093

0,087

Н-бутан н-С4Н10

0,151

0,144

Изопентан изо-С5Н12

0,053

0,053

Н-пентан н-С5Н12

0,047

0,047

Гексан и выше С6Н14 +

0,222

0,228

Yi

1,096

1,000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 15,6 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.24.

Таблица 3.24

Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси

Молярный состав

сырой нефти (z'i), %

Газ из сепаратора

Нефть из сепаратора

моли (z'i - N0гi)

Мольный состав нефти из блока сепараторов x'i=( z'i- N0гi).100, %

У(z'i- N0гi)

Молярная концентрация (y'i)

Моли

1

2

3

4

5

6

СО2

0,03

0,002

0,03

0,00

0,00

N2

0,00

0,000

0,00

0,00

0,00

CH4

1,95

0,121

1,88

0,07

0,08

С2Н6

1,36

0,074

1,15

0,21

0,24

С3Н8

6,08

0,246

3,83

2,24

2,55

изо-С4Н10

3,30

0,087

1,35

1,95

2,22

н-С4Н10

7,01

0,144

2,24

4,76

5,42

изо-С5Н12

5,07

0,053

0,82

4,24

4,82

н-С5Н12

5,28

0,047

0,73

4,54

5,17

С6Н14+

69,93

0,228

3,56

69,93

79,51

Итого

100,00

1,000

N0гi15,61

87,95

100,00

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.25.

Таблица 3.25

Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент

смеси

Молярный состав сырой нефти (zi), %

Массовый состав сырой нефти Mic=.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 , %

СО2

0,03

1,22

1,12

0,09

92,37

N2

0,00

0,09

0,09

0,00

99,02

CH4

1,95

31,24

30,10

1,14

96,34

С2Н6

1,36

40,69

34,48

6,22

84,72

С3Н8

6,08

267,41

168,73

98,69

63,10

изо-С4Н10

3,30

191,55

78,42

113,14

40,94

н-С4Н10

7,01

406,44

130,20

276,24

32,03

изо-С5Н12

5,07

364,76

59,28

305,47

16,25

н-С5Н12

5,28

380,09

52,91

327,18

13,92

С6Н14+

69,93

6013,74

305,95

6013,74

5,09

Итого

100,00

Mic=7697,24

Miг =861,28

Miн=7141,91

Rсмг= 11,19

Rсмг=0,1119- массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

Mсрг = 861,28 / 15,61 = 55,19.

Плотность газа:

кг/м3.

Плотность газа при н.у:

кг/м3.

Таблица 3.26

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент

смеси

Молярная концентрация N0гi/N0гi

Молекулярная масса

(Mi)

Массовый состав

[N0гi/N0гi].Mi.100 , %

Mсрг

Содержание тяжёлых углеводородов

[N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3

Mсрг

СО2

0,00

44

0,13

~

N2

0,00

28

0,01

~

CH4

0,12

16

3,49

~

С2Н6

0,07

30

4,00

~

С3Н8

0,25

44

19,59

631,45

изо-С4Н10

0,09

58

9,10

293,48

н-С4Н10

0,14

58

15,12

487,26

изо-С5Н12

0,05

72

6,88

221,87

н-С5Н12

0,05

72

6,14

198,03

С6Н14+

0,23

86

35,52

1145,00

Итого

0,77

~

64,48

1832,09

Составим материальный баланс блока без сбора воды:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,1119 . 13,09 = 1,46 т/ч.

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

Qнсеп = Qн - Qг = 13,09 - 1,46 = 11,63 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q . Н2О = 11,63 + 71,43 = 83,05 т/ч.

Данные по расчету блока сепарации второй ступени сводим в табл. 3.27.

Таблица 3.27

Материальный баланс второй степени сепарации

Приход

Расход

 

%масс

т/ч

т/г

 

%масс

т/ч

т/г

Эмульсия

 

 

 

Эмульсия

98,27

 

 

в том числе:

 

 

 

в том числе:

 

 

 

нефть

15,49

13,09

109957,4

нефть

14,00

11,63

97653,8

вода

84,51

71,43

600000

вода

86,00

71,43

600000,0

 

 

 

 

Всего

100

83,05

697653,8

ИТОГО

100,00

84,52

709957,4

Газ

1,73

1,46

12303,6

ИТОГО

100,00

84,52

709957,4

3.2.3 Расчет материального баланса сброса воды

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

Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)

Rнсеп = 100 . 13,09 / 84,52 = 15,49 %.

Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 - 15,49 = 84,51 %.

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

- обезвоженная нефть: вода - 10%; нефть - 90,00%;

- 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 = 0,90 . Н + 0,001 . В

Qсеп . Rвсеп = 0,10 . Н + 0,999 . В.

Решая эту систему, получаем

.

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

Qнот = 12,84 т/ч, в том числе:

- нефть - 0,99.Qнот= 0,90. 12,84 = 11,56 т/ч;

- вода - 0,01.Qнот= 0,1. 16,62 = 1,28 т/ч.

Qвот = 70,21 т/ч, в том числе:

- вода 0,999.Qвот = 0,999. 70,21 = 70,14 т/ч;

- нефть - 0,001.Qвот=0,001. 70,21 = 0,07 т/ч.

Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в табл. 3.28.

Таблица 3.28

Материальный баланс блока сепарации второй ступени и сброса воды

Приход

Расход

 

% масс

кг/ч

т/г

% масс

кг/ч

т/г

Эмульсия

 

 

 

Обезвоженная нефть

15,19

 

 

в том числе:

 

 

 

 

 

 

нефть

15,49

13,09

109957

в том числе:

 

 

 

вода

84,51

71,43

600000

нефть

90

11,56

97064

вода

10

1,28

10785

Всего

100

12,84

107849

Подтоварная

 

 

 

вода

83,08

 

 

в том числе:

 

 

 

вода

99,9

70,14

589215

нефть

0,1

0,07

590

Всего

100,0

70,21

589805

Газ

1,73

1,46

12304

Итого

100,00

84,52

709957

Итого

100,0

84,52

709957

3.2.4 Общий материальный баланс установки

На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.29.

Таблица 3.29

Общий материальный баланс установки

Приход

Расход

% масс

кг/ч

т/г

% масс

кг/ч

т/г

Эмульсия

Подготовленная

14,38

 

 

в том числе:

нефть

 

 

 

нефть

20

17,86

150000

в том числе:

 

 

 

вода

80

71,43

600000

нефть

90,00

11,56

97064

вода

10,00

1,28

10785

Всего

100,00

12,84

107849

Газ

6,98

6,23

52346

Подтоварная

78,64

 

 

вода

 

 

 

в том числе:

 

 

 

вода

99,9

70,14

589215

нефть

0,1

0,07

590

Всего

100

70,21

589805

Итого

100

89,29

750000

Итого

100,00

89,29

750000

3.3 Пример расчета материального баланса установки предварительного сброса воды (УПСВ)

Исходные данные для расчета:

годовая производительность установки по сырью - 900000 тонн/год,

обводненность сырой нефти - 95%,

содержание воды в подготовленной нефти - 10%.

Компонентный состав нефти приведен в табл. 3.30.

Таблица 3.30

Компонентный состав нефти

Компонент

CO2

N2

CH4

C2H6

C3H8

i-C4H10

н-C4H10

i-C5H12

н-С5H12

С6H14 +

Итого

% мол.

0,54

0,03

22,40

1,70

4,91

1,96

4,47

1,98

2,93

59,08

100,00

3.3.1 Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствуют абсолютному давлению и температуре, равных соответственно: Р = 0,4 МПа; t = 20 0С.

Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,4 - 0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона:

,

где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в равновесии с жидким остатком.; - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 0,4 МПа и температуре t = 20 0С).

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

,

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

Поскольку , то по уравнению получим

.

Уравнение используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии Gэ 9000000 тонн/год часовая производительность установки составит

т/ч.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.31.

Таблица 3.31

Исходные данные для расчета

Компонент смеси

Мольная доля компонента в нефти ()

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Кi

CO2

0,54

44

17,3

N2

0,03

28

174

CH4

22,4

16

43

С2Н6

1,7

30

7

С3Н8

4,91

44

2

изо-С4Н10

1,96

58

0,75

н-С4Н10

4,47

58

0,52

изо-С5Н12

1,98

72

0,2

н-С5Н12

2,93

72

0,14

С6Н14+

59,08

86

0,05

100

-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие .

Подбор величины приводится в табл. 3.32.

Таблица 3.32

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси

= 26,9

= 27,53

= 28

CO2

0,017

0,017

0,017

Азот N2

0,001

0,001

0,001

Метан CH4

0,783

0,767

0,755

Этан С2Н6

0,046

0,045

0,044

Пропан С3Н8

0,077

0,077

0,077

Изобутан изо-С4Н10

0,016

0,016

0,016

Н-бутан н-С4Н10

0,027

0,027

0,027

Изопентан изо-С5Н12

0,005

0,005

0,005

Н-пентан н-С5Н12

0,005

0,005

0,005

С6Н14 +

0,040

0,040

0,040

Yi

1,017

1,000

0,987

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 27,53 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.33.

Таблица 3.33

Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент

смеси

Молярный состав

сырой нефти (z'i), %

Газ из сепаратора

Нефть из сепаратора

моли (z'i - N0гi)

Мольный состав нефти

из блока сепараторов

x'i=( z'i- N0гi).100, %

У(z'i- N0гi)

Молярная концентрация (y'i)

Моли

1

2

3

4

5

6

CO2

0,540

0,017

0,47

0,07

0,10

N2

0,030

0,001

0,03

0,00

0,00

CH4

22,400

0,767

21,11

1,29

1,76

С2Н6

1,700

0,045

1,24

0,46

0,63

С3Н8

4,910

0,077

2,12

2,79

3,79

изо-С4Н10

1,960

0,016

0,43

1,53

2,07

н-С4Н10

4,470

0,027

0,74

3,73

5,07

изо-С5Н12

1,980

0,005

0,14

1,84

2,50

н-С5Н12

2,930

0,005

0,15

2,78

3,78

С6Н14+

59,080

0,040

1,10

59,08

80,29

Итого

100,000

1,000

27,52

73,58

100,00

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.34.

Таблица 3.34

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

0,54

23,76

20,62

3,14

86,79

N2

0,03

0,84

0,83

0,01

98,51

CH4

22,40

358,40

337,72

20,68

94,23

С2Н6

1,70

51,00

37,06

13,94

72,67

С3Н8

4,91

216,04

93,27

122,77

43,17

изо-С4Н10

1,96

113,68

25,21

88,47

22,17

н-С4Н10

4,47

259,26

42,77

216,49

16,50

изо-С5Н12

1,98

142,56

10,07

132,49

7,06

н-С5Н12

2,93

210,96

10,65

200,31

5,05

С6Н14+

59,08

5080,88

94,71

5080,88

1,86

Итого

100

Mic=6457,38

Miг =672,91

Miн=5879,1

Rсмг= 10,42

Rсмг=0,1042 - массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

Mсрг = 672,91 / 27,52 = 24,45

Плотность газа:

кг/м3,

Плотность газа при н.у:

кг/м3,

Таблица 3.35

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент

смеси

Молярная концентрация N0гi/N0гi

Молекулярная масса

(Mi)

Массовый состав

[N0гi/N0гi].Mi.100 , %

Mсрг

Содержание тяжёлых углеводородов [N0гi/N0гi].Miч Mсрг

CO2

0,0170

44

3,06

~

N2

0,0011

28

0,12

~

CH4

0,7669

16

50,19

~

С2Н6

0,0449

30

5,51

~

С3Н8

0,0770

44

13,86

563,87

изо-С4Н10

0,0158

58

3,75

152,39

н-С4Н10

0,0268

58

6,36

258,54

изо-С5Н12

0,0051

72

1,50

60,85

н-С5Н12

0,0054

72

1,58

64,40

С6Н14+

0,0400

86

14,07

572,54

Итого

1,0000

~

100,00

1672,59

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 90% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет Qн = 5,36 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,1042 . 5,36 = 0,56 т/ч.

Qнсеп = Qн - Qг = 5,36 - 0,56 = 4,80 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 4,80 + 101,79 = 106,58 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

Qдо сеп = Qпосле сеп;

Qдо сеп = Q = 107,14 т/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 107,14 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.36.

Таблица 3.36

Материальный баланс сепарации первой ступени

Приход

Расход

%масс

т/ч

т/г

%масс

т/ч

т/г

Эмульсия

Эмульсия

99,48

в том числе:

в том числе:

нефть

5

5,36

45000

нефть

4,50

4,80

40311

вода

95

101,79

855000

вода

95,49

101,79

855000

Всего

100

106,58

895311

ИТОГО

100

107,14

900000

Газ

0,52

0,56

4689,4

ИТОГО

100

107,14

900000

3.3.2 Материальный баланс блока сбора воды

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

Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)

Rнсеп = 100 . 4,80 / 106,58 = 4,50 %.

Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 - 4,80 = 95,50 %.

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

- обезвоженная нефть: вода - 10%; нефть - 90,00%;

- 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 = 0,90 . Н + 0,001 . В

Qсеп . Rвсеп = 0,10 . Н + 0,999 . В.

Решая эту систему, получаем

.

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

Qнот = 5,22 т/ч, в том числе:

- нефть - 0,99.Qнот= 0,90. 5,22 = 4,70 т/ч;

- вода - 0,01.Qнот= 0,1. 5,22 = 0,52 т/ч.

Qвот = 101,37 т/ч, в том числе:

- вода 0,999.Qвот = 0,999. 101,37 = 101,26 т/ч;

- нефть - 0,001.Qвот=0,001. 101,37 = 0,1 т/ч.

Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в табл. 3.37.

Таблица 3.37

Материальный баланс блока сброса воды

Приход

Расход

% масс

кг/ч

т/г

% масс

кг/ч

т/г

Эмульсия

Обезвоженная нефть

4,90

в том числе:

нефть

4,50

4,80

40310,6

в том числе:

вода

95,50

101,79

855000

нефть

90

4,70

39459,2

вода

10

0,52

4384

Всего

100

5,22

43843,5

Подтоварная

вода

95,10

в том числе:

вода

99,9

101,26

850616

нефть

0,1

0,10

851

Всего

100,0

101,37

851467

Итого

100,0

106,58

895311

Итого

100,0

106,58

895311

3.3.3 Материальный баланс второй ступени сепарации

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны

Р = 0,105 МПа; t = 200С.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.38.

Таблица 3.38

Исходные данные для расчета

Компонент смеси

Мольная доля компонента в нефти ()

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Кi

СО2

0,10

44

71

N2

0,00

28

635

CH4

1,76

16

174

С2Н6

0,63

30

29

С3Н8

3,79

44

8

изо-С4Н10

2,07

58

2,8

н-С4Н10

5,07

58

2

изо-С5Н12

2,50

72

0,8

н-С5Н12

3,78

72

0,6

С6Н14+

80,29

86

0,18

100,00

~

-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие .

Подбор величины приводится в табл. 3.39.

Таблица 3.39

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси

= 4,72

= 5

СО2

0,016

0,015

Азот N2

0,0001

0,000

Метан CH4

0,333

0,317

Этан С2Н6

0,079

0,076

Пропан С3Н8

0,228

0,225

Изобутан изо-С4Н10

0,054

0,053

Н-бутан н-С4Н10

0,097

0,097

Изопентан изо-С5Н12

0,020

0,020

Н-пентан н-С5Н12

0,023

0,023

Гексан и выше С6Н14 +

0,150

0,151

Yi

1,000

0,977

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 4,72 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.40.

Таблица 3.40

Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси

Молярный состав

сырой нефти (z'i), %

Газ из сепаратора

Нефть из сепаратора моли (z'i - N0гi)

Мольный состав нефти из блока сепараторов x'i=( z'i- N0гi).100, % У(z'i- N0гi)

Молярная

концентрация (y'i)

Моли

СО2

0,10

0,016

0,08

0,02

0,02

N2

0,00

0,000

0,00

0,00

0,00

CH4

1,76

0,333

1,57

0,18

0,19

С2Н6

0,63

0,079

0,37

0,26

0,27

С3Н8

3,79

0,228

1,08

2,72

2,83

изо-С4Н10

2,07

0,054

0,25

1,82

1,90

н-С4Н10

5,07

0,097

0,46

4,62

4,81

изо-С5Н12

2,50

0,020

0,10

2,41

2,51

н-С5Н12

3,78

0,023

0,11

3,67

3,83

С6Н14+

80,29

0,150

0,71

80,29

83,65

Итого

100,00

1,000

N0гi 4,72

95,99

100,00

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.41.

Таблица 3.41

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= Mic- Miг

Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти Riг=100.Miг/ Mic , %

СО2

0,10

4,26

3,32

0,94

77,86

N2

0,00

0,02

0,02

0,00

96,92

CH4

1,76

28,10

25,18

2,92

89,60

С2Н6

0,63

18,94

11,17

7,77

58,96

С3Н8

3,79

166,85

47,36

119,49

28,38

изо-С4Н10

2,07

120,24

14,65

105,60

12,18

н-С4Н10

5,07

294,23

26,52

267,71

9,01

изо-С5Н12

2,50

180,07

6,86

173,21

3,81

н-С5Н12

3,78

272,23

7,86

264,38

2,89

С6Н14+

80,29

6905,34

61,03

6905,34

0,88

Итого

100,00

Mic=7990,30

Miг =203,96

Miн=7847,36

Rсмг= 2,55

Rсмг=0,0255 - массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

Mсрг = 203,96 / 4,72 = 43,19

Плотность газа:

кг/м3,

Плотность газа при н.у:

кг/м3.

В блоке второй ступени сепарации от частично обезвоженной нефти отделяется остаточный газ низкого давления Qн = 4,70 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 4,70 . 0,0255 = 0,12 т/ч.

Qнсеп = Qн - Qг = 4,70 - 0,12 = 4,58 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 4,58 + 0,52 = 5,22 т/ч.

Таблица 3.42

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси

Молярная концентрация N0гi/N0гi

Молекулярная масса

(Mi)

Массовый состав

[N0гi/N0гi].Mi.100 , %

Mсрг

Содержание тяжёлых углеводородов

[N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3 Mсрг

СО2

0,02

44

1,63

~

N2

0,00

28

0,01

~

CH4

0,33

16

12,34

~

С2Н6

0,08

30

5,48

~

С3Н8

0,23

44

23,22

437,99

изо-С4Н10

0,05

58

7,18

135,47

н-С4Н10

0,10

58

13,00

245,32

изо-С5Н12

0,02

72

3,37

63,49

н-С5Н12

0,02

72

3,85

72,68

С6Н14+

0,15

86

29,92

564,46

Итого

0,85

~

100,00

1519,40

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

Qдо сеп = Qпосле сеп;

Qдо сеп = Q = 4,70 т/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 4,58 + 0,12 = 4,70 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.43.

Таблица 3.43

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

90,00

4,70

39459

нефть

89,76

4,58

38452

вода

10,00

0,52

4384

вода

10,24

0,52

4384

Всего

100

5,10

42836

ИТОГО

100

5,22

43844

Газ

2,30

0,12

1007

ИТОГО

100

5,22

43844

3.3.4 Общий материальный баланс установки

На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.44.

Таблица 3.44

Общий материальный баланс установки

Приход

Расход

% масс

кг/ч

т/г

% масс

кг/ч

т/г

Эмульсия

Подготовленная

4,76

 

 

в том числе:

нефть

 

 

 

нефть

5

5,36

45000

в том числе:

 

 

 

вода

95

101,79

855000

нефть

89,76

4,58

38452

вода

10,24

0,52

4384

Всего

100,00

5,10

42836

Газ

0,63

0,68

5697

Подтоварная

94,61

 

 

вода

 

 

 

в том числе:

 

 

 

вода

99,9

101,26

850616

нефть

0,1

0,10

851

Всего

100

101,37

851467

Итого

100

107,14

900000

Итого

100,00

107,14

900000

3.4 Пример расчета материального баланса установки подготовки нефти (УПН)

Годовая мощность установки по товарной нефти - 2,5 млн т/год.

Годовая продолжительность работы установки - 350 дней (8400 ч).

Обводненность сырой нефти - 25 % масс.

Содержание воды в товарной нефти - 0,2% масс. (I группа).

Химический состав нефти приведен в табл. 3.45.

Таблица 3.45

Химический состав нефти

Компонент

СО2

N2

CH4

C2H6

C3H8

i-C4H10

н-C4H10

i-C5H12

н-С5H12

Остаток

Итого

% мол.

0,71

0,44

23,01

4,25

8,27

1,61

5,71

2,03

3,53

50,44

100,00

3.4.1 Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинами-ческие параметры работы рассматриваемого блока соответствуют абсолютному давлению и температуре, равных соответственно

Р = 0,5 МПа; t = 200С.

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:

,

где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящегося в равновесии с жидким остатком.; - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 0,5 МПа и температуре t = 200С).

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

,

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

- мольная доля отгона.

Поскольку , то получим

.

Уравнение используется для определения методом последовательного

приближения мольной доли отгона при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии 2,5 млн тонн/год, часовая произ-водительность установки составит

т/ч.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.46.

Таблица 3.46

Исходные данные для расчета

Компонент смеси

Мольная доля компонента в нефти ()

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Кi

CO2

0,71

44

14,5

N2

0,44

28

144

CH4

23,01

16

35

С2Н6

4,25

30

6

С3Н8

8,27

44

1,7

изо- С4Н10

1,61

58

0,6

н-С4Н10

5,71

58

0,45

изо-С5Н12

2,03

72

0,17

н-С5Н12

3,53

72

0,13

С6Н14+

50,44

86

0,04

= 100

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие .

Подбор величины приводится в табл. 3.47.

Таблица 3.47

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси

= 31

= 32,3

= 33

CO2

0,020

0,019

0,019

Азот N2

0,014

0,013

0,013

Метан CH4

0,698

0,672

0,659

Этан С2Н6

0,100

0,098

0,096

Пропан С3Н8

0,116

0,115

0,114

Изобутан изо-С4Н10

0,011

0,011

0,011

Н-бутан н-С4Н10

0,031

0,031

0,031

Изопентан изо-С5Н12

0,005

0,005

0,005

Н-пентан н-С5Н12

0,006

0,006

0,006

С6Н14 +

0,029

0,029

0,030

Yi

1,029

1,000

0,985

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 32,3 молей газа.

Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.48.

Таблица 3.48

Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси

Молярный состав

сырой нефти (z'i), %

Газ из сепаратора

Нефть из сепаратора

моли (z'i - N0гi)

Мольный состав нефти

из блока сепараторов

x'i=( z'i- N0гi).100, %

У(z'i- N0гi)

Молярная

концентрация (y'i)

Моли

CO2

0,710

0,019

0,62

0,09

0,13

N2

0,440

0,013

0,43

0,01

0,01

CH4

23,010

0,672

21,71

1,30

1,89

С2Н6

4,250

0,098

3,15

1,10

1,60

С3Н8

8,270

0,115

3,70

4,57

6,65

изо-С4Н10

1,610

0,011

0,36

1,25

1,82

н-С4Н10

5,710

0,031

1,01

4,70

6,85

изо-С5Н12

2,030

0,005

0,15

1,88

2,73

н-С5Н12

3,530

0,006

0,21

3,32

4,84

С6Н14+

50,440

0,029

0,94

50,44

73,47

Итого

100,000

1,000

32,29

68,66

100,00

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.49.

Таблица 3.49

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси

Молярный состав сырой нефти

(zi), %

Массовый cостав 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,%

1

2

3

4

5

6

CO2

0,71

31,24

27,29

3,95

87,37

N2

0,44

12,32

12,14

0,18

98,57

CH4

23,01

368,16

347,36

20,80

94,35

С2Н6

4,25

127,50

94,49

33,01

74,11

С3Н8

8,27

363,88

162,96

200,92

44,78

изо-С4Н10

1,61

93,38

20,78

72,60

22,26

н-С4Н10

5,71

331,18

58,54

272,64

17,67

изо-С5Н12

2,03

146,16

10,97

135,19

7,50

н-С5Н12

3,53

254,16

14,84

239,32

5,84

С6Н14+

50,44

4337,84

81,23

4337,84

1,87

Итого

100,00

6065,82

830,61

5316,44

Rсмг = 13,69

Rсмг = 0,1369 - массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

Mсрг = 830,61 / 32,3 = 25,73

Плотность газа:

кг/м3.

Таблица 3.50

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент

смеси

Молярная

концентрация N0гi/N0гi

Молекулярная масса

(Mi)

Массовый состав

[N0гi/N0гi].Mi.100 , %

Mсрг

Содержание тяжёлых углеводородов

[N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3

Mсрг

CO2

0,0192

44

3,29

~

N2

0,0134

28

1,46

~

CH4

0,6724

16

41,82

~

С2Н6

0,0976

30

11,38

~

С3Н8

0,1147

44

19,62

1049,69

изо-С4Н10

0,0111

58

2,50

133,86

н-С4Н10

0,0313

58

7,05

377,05

изо-С5Н12

0,0047

72

1,32

70,63

н-С5Н12

0,0064

72

1,79

95,61

С6Н14+

0,0293

86

9,78

523,26

Итого

0,9707

~

100,00

2250,11

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 25 % масс.

Производительность общего потока Q сырого продукта составляет 297,62 т/ч.

Количество безводной нефти в этом потоке составляет

Qн = 0,75.Q = 0,75.297,62 = 223,21 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,1369. 223,21 = 30,57 т/ч.

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

Qнсеп = Qн - Qг = 223,21 - 30,57 = 192,65 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Qн . 0,25 = 192,65 + 74,40 = 267,05 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выпол-нением условия:

Qдо сеп = Qпосле сеп;

Qдо сеп = Q = 223,21 кг/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 192,65 + 30,57 = 223,21 кг/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.51.

Таблица 3.51

Материальный баланс сепарации первой ступени

Приход

Расход

% масс

т/ч

т/г

% масс

т/ч

т/г

Эмульсия,

в том числе:

нефть

вода

75

25

223,21

74,40

1875000

625000

Эмульсия,

в том числе:

нефть

вода

89,73

72,14

27,86

192,65

74,40

1618251,2

625000

Всего

100

267,05

2243251,2

Итого

100

297,62

2500000

Газ

10,27

30,57

256748,85

Итого

100,0

297,62

2500000

3.4.2 Блок отстоя

Отстой используется в случае высокообводнённой эмульсии, а также в целях упрощения последующих процессов подготовки нефти, улучшения их параметров и технико-экономических показателей.

Процесс обезвоживания может протекать без нагрева эмульсии либо с незначительным её подогревом.

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

Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)

Rнсеп = 100 . 192,65 / 267,05 = 72,14 %.

Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 - 72,14 = 27,86 %.

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

- некондиционная нефть: вода - 5%; нефть - 95%;

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

Обозначим: Qнот =Н - количество некондиционной нефти из блока отстоя, т/ч; Qвот = В - количество пластовой воды из блока отстоя, т/ч.

Тогда составим систему уравнений:

Qсеп . Rнсеп = 0,95 . Н + 0,001 . В

Qсеп . Rвсеп = 0,05. Н + 0,999 . В.

Решая эту систему, получаем:

.

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

Qнот = 202,72 т/ч, в том числе:

- нефть - 0,95.Qнот= 0,95. 202,75 = 192,58 т/ч;

- вода - 0,05.Qнот= 0,05. 202,75 = 10,14 т/ч.

Qвот = 63,33 т/ч, в том числе:

- вода 0,999.Qвот = 0,999. 63,33 = 64,27 т/ч;

- нефть - 0,001.Qвот = 0,005. 63,33 = 0,06 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса блока отстоя определяется выполнением условия:

Qсеп = Qiот

Qсеп= Qсеп = 267,05 кг/ч;

Qiот= Qнот + Qвот

Qнот + Qвот = 192,58 + 64,33 = 267,05 кг/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока отстоя заносим в табл. 3.52.

Таблица 3.52

Материальный баланс блока отстоя

Приход

Расход

% масс

т/ч

т/г

% масс

т/ч

т/г

Эмульсия,

в том

числе:

нефть

вода

72,14

27,86

192,65

74,40

1618251

625000

Некондиционная нефть, в том числе:

нефть

вода

75,91

95

5

192,58

10,14

1617711

85143

Всего

100

202,72

1702853

Пластовая

вода,

в том числе:

вода

нефть

24,09

99,9

0,1

64,27

0,06

539857

540

Всего

100

63,43

540398

Итого

100,0

267,05

2243251

Итого

100

267,05

2243251

3.4.3 Блок электродегидраторов

В блок электродегидраторов поступает некондиционная нефть из блока отстоя в количестве

Qнот = 202,72 т/ч, в том числе:

- нефть - 0,95.Qнот= 0,95. 202,72 = 192,58 т/ч;

- вода - 0,05.Qнот= 0,05. 202,72 = 10,14 т/ч.

После процесса обессоливания и окончательного обезвоживания состав потока на выходе из блока электродегидраторов должен соответствовать согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002 :

товарная нефть: вода - 0,2%; нефть - 99,8%;

пластовая вода: нефть - 0,5%; вода - 99,5%.

Принимаем: Qндег = Н1 - количество товарной нефти из блока электродегидраторов, т/ч; Qвдег = В1 - количество пластовой воды из блока электродегидраторов, т/ч.

Составим систему уравнений:

0,95.Qнот = 0,998.Н1 + 0,005.В1

0,05.Qнот = 0,995.В1 + 0,002.Н1

Решая эту систему, получаем

т/ч,

т/ч.

Таким образом, получили следующее массовое распределение потоков на выходе из блока электродегидраторов:

товарная нефть: Qндег = 192,92 т/ч, в том числе:

- нефть - 0,998.Qндег = 0,998. 192,92 = 192,54 т/ч

- вода - 0,002.Qндег = 0,002. 192,92 = 0,39 т/ч.

пластовая вода: Qвдег = 9,80 т/ч, в том числе:

- вода - 0,995.Qвдег = 0,995. 9,80 = 9,75 кг/ч;

- нефть - 0,005.Qвдег = 0,005. 9,80 = 0,05 т/ч.

Расчёт материального баланса электродегидраторов выполнен правильно при соблюдении равенства:

Qiдо дег = Qiпосле дег

Qiдо дег=Qнот= 202,72 кг/ч;

Qiпосле дег=Qндег+Qвдег

Qндег+Qвдег = 192,92 + 9,80 = 202,72 кг/ч.

Равенство соблюдается.

Данные заносим в табл. 3.53.

Таблица 3.53

Материальный баланс блока электродегидраторов

Приход

Расход

% масс

т/ч

т/г

% масс

т/ч

т/г

Неконденсированная нефть, в том числе:

нефть

вода

95

5

192,58

10,14

5489,08

609,90

Товарная нефть, в том числе:

нефть

вода

99,8

0,2

192,54

0,39

1617299,0

3241,1

Всего

100

192,92

1620540,1

Пластовая

вода, в том числе:

вода

нефть

99,5

0,5

9,75

0,05

81901,6

411,6

Всего

100

9,80

82313,2

Итого

100

202,72

1702853

Итого

100

202,72

1702853

3.4.4 Материальный баланс второй ступени сепарации

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны

Р = 0,105 МПа; t = 400С.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.54.

Таблица 3.54

Исходные данные для расчета

Компонент смеси

Мольная доля компонента в нефти ()

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Кi

СО2

0,13

44

87

N2

0,01

28

718

CH4

1,89

16

190

С2Н6

1,60

30

40

С3Н8

6,65

44

12,5

изо-С4Н10

1,82

58

5

н-С4Н10

6,85

58

3,3

изо-С5Н12

2,73

72

1,4

н-С5Н12

4,84

72

1,15

С6Н14+

73,47

86

0,38

100,00

~

-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие .

Подбор величины приводится в табл. 3.55.

Таблица 3.55

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси

= 22,25

= 23

СО2

0,006

0,005

Азот N2

0,0004

0,000

Метан CH4

0,084

0,081

Этан С2Н6

0,066

0,064

Пропан С3Н8

0,234

0,228

Изобутан изо-С4Н10

0,048

0,047

Н-бутан н-С4Н10

0,149

0,148

Изопентан изо-С5Н12

0,035

0,035

Н-пентан н-С5Н12

0,054

0,054

Гексан и выше С6Н14 +

0,324

0,326

Yi

1,000

0,989

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 22,25 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.56.

Таблица 3.56

Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент

смеси

Молярный состав

сырой нефти (z'i), %

Газ из сепаратора

Нефть из сепаратора

моли (z'i - N0гi)

Мольный состав нефти

из блока сепараторов

x'i=( z'i- N0гi).100, %

У(z'i- N0гi)

Молярная

концентрация (y'i)

Моли

СО2

0,13

0,006

0,13

0,01

0,01

N2

0,01

0,000

0,01

0,00

0,00

CH4

1,89

0,084

1,86

0,03

0,04

С2Н6

1,60

0,066

1,47

0,13

0,15

С3Н8

6,65

0,234

5,20

1,45

1,71

изо-С4Н10

1,82

0,048

1,07

0,75

0,88

н-С4Н10

6,85

0,149

3,33

3,52

4,14

изо-С5Н12

2,73

0,035

0,78

1,95

2,30

н-С5Н12

4,84

0,054

1,20

3,64

4,29

С6Н14+

73,47

0,324

7,21

73,47

86,48

Итого

100,00

1,000

N0гi 22,25

84,95

100,00

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.57.

Таблица 3.57

Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент

смеси

Молярный состав сырой нефти (z'i), %

Массовый состав сырой нефти Mic= z'i.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 , %

СО2

0,13

5,75

5,52

0,22

96,14

N2

0,01

0,26

0,26

0,00

99,52

CH4

1,89

30,30

29,75

0,55

98,19

С2Н6

1,60

48,08

44,22

3,86

91,97

С3Н8

6,65

292,64

228,71

63,94

78,15

изо-С4Н10

1,82

105,74

62,24

43,50

58,86

н-С4Н10

6,85

397,11

192,88

204,24

48,57

изо-С5Н12

2,73

196,91

56,33

140,59

28,60

н-С5Н12

4,84

348,57

86,31

262,26

24,76

С6Н14+

73,47

6318,16

619,69

6318,16

9,81

Итого

100,00

Mic= 7743,52

Miг = 1325,89

Miн= 7037,31

Rсмг= 17,12

Rсмг=0,1712 - массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

Mсрг = 1325,89 / 22,25 = 59,59

Плотность газа:

кг/м3,

Плотность газа при н.у:

кг/м3

В блоке второй ступени сепарации от обезвоженной нефти отделяется остаточный газ низкого давления Qн = 192,54 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,1712 . 192,54 = 32,97 т/ч.

Qнсеп = Qн - Qг = 192,54 - 32,97 = 159,57 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 159,57 + 0,39 = 159,95 т/ч.

Таблица 3.58

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент

смеси

Молярная концентрация N0гi/N0гi

Молекулярная масса

(Mi)

Массовый состав

[N0гi/N0гi].Mi.100 , %

Mсрг

Содержание тяжёлых углеводородов

[N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3 Mсрг

СО2

0,01

44

0,42

~

N2

0,00

28

0,02

~

CH4

0,08

16

2,24

~

С2Н6

0,07

30

3,33

~

С3Н8

0,23

44

17,25

420,23

изо-С4Н10

0,05

58

4,69

114,36

н-С4Н10

0,15

58

14,55

354,39

изо-С5Н12

0,04

72

4,25

103,49

н-С5Н12

0,05

72

6,51

158,59

С6Н14+

0,32

86

46,74

1138,62

Итого

1,00

~

100,00

2289,69

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

Qдо сеп = Qпосле сеп;

Qдо сеп = Q = 192,92 т/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 159,57 + 32,97 = 192,92 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.59.

Таблица 3.59

Материальный баланс сепарации второй ступени

Приход

Расход

%масс

т/ч

т/г

%масс

т/ч

т/г

Эмульсия

Эмульсия

82,91

в том числе:

в том числе:

нефть

99,80

192,54

1617299

нефть

99,76

159,57

1340375

вода

0,20

0,39

3241

вода

0,24

0,39

3241

Всего

100,00

159,95

1343616

ИТОГО

100

192,92

1620540

Газ

17,09

32,97

276924

ИТОГО

100

192,92

1620540

3.4.5 Общий материальный баланс установки

На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.60.

Таблица 3.60

Общий материальный баланс установки

Приход

Расход

% масс

кг/ч

т/г

% масс

кг/ч

т/г

Эмульсия

Подготовленная

53,74

 

 

в том числе:

нефть

 

 

 

нефть

75

223,21

1875000

в том числе:

 

 

 

вода

25

74,40

625000

нефть

99,76

159,57

1340375

вода

0,24

0,39

3241

Всего

100,00

159,95

1343616

Газ

21,35

63,53

533673

Подтоварная

24,91

 

 

вода

 

 

 

в том числе:

 

 

 

вода

99,85

74,02

621759

нефть

0,15

0,11

952

Всего

100

74,13

622711

Итого

100

297,62

2500000

Итого

100,00

297,62

2500000

Размещено на Allbest.ru

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены