Проект установки подготовки нефти Ван-Ёганского месторождения

Такое технологическое решение обладает немало важными преимуществами:

оптимальное использование пространства технологических площадок месторождений;

повышения экономической эффективности.

процесс отстоя нефти всегда сопровождается сепарацией оставшегося газа в эмульсии нефти. В связи с этим в отстойниках необходимо создать условия для отделения газа из эмульсии и предусмотреть его отбор, а также отбор выделившейся воды.

Первичную сепарацию газа считаем первоочередной относительно всех последующих операций по подготовке, т.к. в результате этого процесса обычно отделяется основной объем газа, который может оказывать негативное влияние на проведение операций по обезвоживанию и обессоливанию.

С целью снижения потерь легких углеводородов на пункте сбора перед подачей товарной продукции в резервуары отделяют нефть от газа при минимальном избыточном давлении в так называемых концевых сепараторах.

Сущность процесса сепарации на концевой сепарационной установке КСУ заключается в снижении давления насыщенных паров нефти, чтобы обеспечить необходимые технологические параметры для последующего транспорта нефти.

В проекте предусмотрен блок электрообезвоживания и обессоливания, т.к. при использовании электрических методов достигается наиболее низкое остаточное содержание воды.

2.2 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготавливаемой продукции

Сырьем установки является нефть, предварительно дегазированная и обезвоженная на ДНС.

Готовой продукцией УПН является товарная нефть, которая направляется в товарный парк, а затем сдается нефтепроводному управлению.

Для интенсивного процесса обезвоживания нефти применяются реагенты - деэмульгаторы.

Пластовая вода, отделившаяся на установке, поступает на очистные сооружения.

Нефтяной газ, выделившийся в процессе подготовки нефти, подается на вакуумную компрессорную станцию (ВКС), затем на газоперерабатывающий завод, а в аварийных случаях на факел низкого давления.

Таблица 2.1 0 Физико-химические свойства и фракционный состав дегазированной нефти Ван-Ёганского месторождения

Наименование	Ед.изм.	Значения
Плотность нефти	кг/м3	846
Вязкость нефти:	МПа·с
при 20 0 С		9,0
при 50 0 С		4,37
Температура застывания	°С	минус 12
Температура насыщения нефти парафином	°С	34,2
Содержание	% масс.
серы		0,5
смол силикагелевых		3,3
асфальтенов		0,4
парафина		4,7
Выход фракции:	% масс.
н. к. 100 0 С		5,0
до 150 0 С		15,0
до 200 0 С		24,0
до 250 0 С		34,0
до 300 0 С		43,5
Количество определений		1
Число скважин		1

Характеристика подготовленной нефти

Содержание воды менее, % масс.0,2;

Содержание хлористых солей не более, мг/л40;

Содержание механических примесей не более, %0,05;

Давление насыщенных паров при температуре нефти в пункте сдачи,

не более, Па (мм. рт. ст.)66650(500);

Пластовая вода, отделившаяся от нефти и прошедшая очистку на очистных сооружениях, имеет остаточное содержание:

нефтепродуктовдо 20 мг/л;

механических примесейдо 10 мг/л.

Краткая характеристика реагентов

Основная цель процесса предварительного сброса воды и подготовки нефти - это сепарация нефти и отделение от нефти пластовой воды. Широко используется для отделения воды химический метод обработки нефтяной эмульсии деэмульгаторами, которые ослабляют структурно-механическую прочность слоев, обволакивающих каплю воды, и способствуют более глубокому расслоению эмульсии. Для защиты змеевиков нагревателей используется ингибитор солеотложения.

Таблица 2.2 - Характеристика реагентов

Марка реагента	Химическое название реагента	Вязкость при 20°С, мПа·с	Плотность кг/м3	Температура вспышки, °С	Температура застывания, °С
1.Деэмульгатор Сепарол 5084	Высокомолекулярное соединение на основе окиси алкилена	1,9	930 - 950	17 - 20	ниже минус 50
2.Ингибитор солеотложения ПАФ-13	Водный раствор полиаминметилфос- фоновых кислот	7	1250	не горюч.	минус 30

Характеристика применяемых реагентов

Деэмульгатор. Основная цель процесса подготовки нефтяной эмульсии - это отделение воды от нефти. Широко используется для этой цели химический метод - обработка деэмульгаторами - веществами, которые ослабляют структурную прочность слоев, обволакивающих капли воды, и способствуют более глубокому расслоению эмульсии.

В качестве реагента - деэмульгатора используется «Сепарол» из расчета 18 г/т нефти. Реагент подается в две точки в виде нефтереагентной эмульсии:

- перед первой ступенью обезвоживания (в сырую нефть на УПН);

- перед второй ступенью нагрева.

Компоненты берутся в соотношении согласно рекомендаций РД39-1-967-83

Товарная нефть на приготовление раствора деэмульгатора отбирается с входа нефти на насосы внешней перекачки из резервуаров.

Деэмульгатор «Сепарол» выпускается фирмой «БАСФ» Германия. Это высокомолекулярное соединение на основе окиси алкилена.

Ингибитор солеотложения. Для предотвращения отложения солей в змеевиках нагревателей, в поток нефтяной эмульсии на входе в установку вводится ингибитор солеотложения ПАФ-13 из расчета 10 г/т пластовой воды.

Подача ингибитора солеотложения производится с помощью дозировочных насосов.

По степени воздействия на организм человека ПАФ-13 относится к третьему классу опасности - умеренно опасное вещество; кожно-раздражающим действием не обладает; раздражает слизистую оболочку глаз.

Ингибитор коррозии. Для защиты от коррозии внутренней поверхности трубопроводов применяется ингибитор коррозии «Тарин», который подается в трубопровод пластовой воды, идущей на очистку. Периодичность дозирования реагента и рабочие концентрации в каждом конкретном случае уточняются опытным путем.

Физико-химическая характеристика

Температура, С:

застыванияминус 28

вспышки 32

Плотность при 20 С, г/см30,90

Вязкость при 20 С, 4,8-7,5

Содержание основного вещества не менее, %22

По степени воздействия на организм человека «Тарин» относится к четвертому классу опасности (ГОСТ12.1007-76).

Ингибитор коррозии подается в количестве:

1500 г/м3 пластовой воды в течение 5-7 часов (ударная доза);

300 г/м3 пластовой воды в течение 72 часов, а затем 50 г/м3 пластовой воды в течение 5-7 суток (рабочая доза).

Обработка производится один раз в месяц.

Ингибитор коррозии вводится в трубопровод очищенной пластовой воды.

Бактерицид. Для предотвращения сульфат редукции и снижения воздействия сероводорода сточные воды обрабатываются бактерицидом марки СНПХ-1002 в трубопровод пластовой воды и в резервуары.

Бактерицид подается в количестве:

1500-2000 г/м3 пластовой воды в течение 5-7 часов (ударная доза);

200 г/м3 пластовой воды в течение 3 - 4 суток (рабочая доза).

Обработка производится 2 раза в год.

Физико-химическая характеристика

Температура, С:

застыванияминус 58

вспышки 90

Плотность при 20 С, г/см31,2

Вязкость при 20 С, 90

По степени воздействия на организм человека бактерицид относится к третьему классу опасности (ГОСТ12.1007-76).

2.3 Описание технологической схемы установки

В связи с большой мощностью установки подготовки нефти (УПН), вся нефтяная эмульсия, поступающая в цех первичной подготовки нефти (ЦППН), делится на два равных потока и подается соответственно на УПН-1, УПН-2, УПН-3, имеющих одинаковое технологическое оформление.

В Приложении 1 приведена технологическая схема установки подготовки нефти УПН-1, т.к. две другие установки подготовки нефти являются аналогичными первой.

В сырую нефть из блока реагентного хозяйства БРХ вводится деэмульгатор в количестве до 20 г/т, с целью увеличения интенсивности обезвоживания. Добавление деэмульгатора в сырую нефть дает возможность разрушить слои природных стабилизаторов нефтяной эмульсии, входящих в состав защитных оболочек глобул воды и способствует их переводу с границы раздела фаз в объем.

Далее, предварительно нагретая в печи П-1 до температуры 5°С, газожидкостная смесь с обводненностью до 30% поступает на первую ступень сепарации ТФС-1/7, на которой смонтированы трехфазные сепараторы для отделения основной массы воды и газа типа НГСВ I-0,6-3400 объемом 200м3 каждый. Обезвоженная нефть (до 5% обв.) с ТФС-1/7 поступает в блок нагрева П-2, в печи ПТБ-10. После нагрева до 50°С, некондиционная нефть поступает в блок сепарации второй ступени С-1, где установлены сепараторы типа НГС 0,6-2400 объемом 50 м3. Затем для более глубокого обезвоживания нефть поступает в электродегидраторы ЭГ-1/2, типа ЭГ-200 объемом 200 м3. После электрообезвоживания и обессоливания нефть направляется на концевую сепарационную установку КСУ для окончательной дегазации нефти, где используются нефтегазовые сепараторы типа НГС 0,6-2000 объемом 25 м3. С КСУ нефть с обводненностью до 0,2% поступает в резервуарный парк РВС-1/2. Далее насосами Н-1/3 нефть откачивается на НПС а затем в магистральный нефтепровод.

Подтоварная вода из трехфазных сепараторов ТФС-1/7 и электродегидраторов ЭГ-1/2 поступает на очистные сооружения для очистки и дальнейшей откачки на блок КНС в систему поддержания пластового давления. Отделившийся попутный газ из сепаратора С-1 направляется на установку подготовки газа (УПГ), далее часть - используется для нужд котельной, а остальной газ направляется на ГПЗ.

2.4 Расчет материального баланса установки подготовки нефти мощностью 1 млн. тонн в год по пластовой жидкости

Исходные данные для расчета

Годовая мощность установки по товарной нефти 6,2 млн.т/год (2 потока по 3,1 млн.т/год).

Годовая продолжительность работы установки 350 дней (8400 ч).

Обводненность сырой нефти 30% масс.

Содержание воды в товарной нефти 0,2%масс.

Плотность товарной нефти 846 кг/м3.

Плотность пластовой воды 1014 кг/м3.

Таблица 2.3 - Химический состав нефти

Компонент	СО2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-С5H12	С6H14+	Итого
% мольн.	0,72	0,38	26,87	5,26	7,25	1,36	3,66	1,34	2,18	50,98	100,00

Молекулярная масса пластовой нефти 139,3 г/моль.

2.4.1 Материальный баланс первой ступени сепарации со сбросом воды

Нефть на УПН поступает с температурой +5…+25 °С. Примем параметры работы трехфазного сепаратора (ТФС) следующими: Р = 0,6 МПа; t = 5°С.

Расчет материального баланса процесса сепарации

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.4.



Таблица 2.4 - Исходные данные для расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти (zi?)	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Константа фазового равновесия Кi
СО2	0,72	44	10,720
N2	0,38	28	114,850
СН4	26,87	16	28,410
С2Н6	5,26	30	4,050
С3Н8	7,25	44	1,045
i-C4H10	1,36	58	0,345
н-С4Н10	3,66	58	0,268
i-С5Н12	1,34	72	0,088
н-С5Н12	2,18	72	0,066
С6Н14+	50,98	243,95	0,0001
	100,00	-	-

Молекулярную массу С6Н14+ вычисляем по формуле:

где Мн - молекулярная масса нефти;

Мi - молекулярная масса компонента нефти;

хi - мольная доля компонента в нефти;

хост - мольная доля С6Н14+.

Значения констант фазового равновесия при разных температурах и давлениях приводятся в справочной литературе. Путем интерполяции определяем значение констант при рабочих условиях сепарации.

Компонент «C6Н14+» самый тяжелый в исходной смеси и будет в основном оставаться в жидкой фазе, поэтому примем значение константы фазового равновесия этого компонента равное 0,0001.

Мольная доля отгона N? определяется методом последовательного приближения путем подбора такого значения, при котором будет выполняться условие:

где zi? - мольная доля компонента в пластовой нефти;

Кi - константа фазового равновесия данного компонента при температуре и давлении на данной ступени сепарации.

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

Путем подбора определим такую величину N?, при которой выполнится условие (2.2):

Подбор величины N? приводится в табл. 2.5.

Таблица 2.5 - Определение мольной доли отгона N?

Компонент смеси	N?= 31	N? = 33	N? = 32,705
CO2	0,0192	0,0183	0,0185
N2	0,0120	0,0113	0,0114
СН4	0,8038	0,7599	0,7661
С2Н6	0,1095	0,1062	0,1066
С3Н8	0,0747	0,0747	0,0747
i-C4H10	0,0059	0,0060	0,0059
н-С4Н10	0,0127	0,0129	0,0129
i-С5Н12	0,0016	0,0017	0,0017
н-С5Н12	0,0020	0,0021	0,0021
С6Н14+	0,0001	0,0001	0,0001
?Yi	1,0415	0,9932	1,0000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 32,705 моль газа.

Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 моль сырой нефти. Расчет приведен в табл. 2.6.



Таблица 2.6 - Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi?), %	Газ из сепаратора	Нефть из сепаратора (zi? - N0гi), моли	Мольный состав нефти из блока сепараторов xi?=( zi?- N0гi)·100, У(zi?- N0гi) %
		Молярная концентрация (yi?)	Моли
СO2	0,72	0,0185	0,604	0,116	0,172
N2	0,38	0,0114	0,373	0,007	0,010
СН4	26,87	0,7661	25,055	1,815	2,696
С2Н6	5,26	0,1066	3,488	1,772	2,633
С3Н8	7,25	0,0747	2,442	4,808	7,145
i-C4H10	1,36	0,0060	0,195	1,165	1,731
н-С4Н10	3,66	0,0129	0,422	3,238	4,812
i-С5Н12	1,34	0,0017	0,055	1,285	1,910
н-С5Н12	2,18	0,0021	0,068	2,112	3,139
С6Н14+	50,98	0,0001	0,003	50,977	75,752
Итого	100,00	1,000	32,705	67,295	100,000

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в табл. 2.7.

Таблица 2.7 - 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	0,72	31,680	26,578	5,102	83,897
N2	0,38	10,640	10,453	0,187	98,240
СН4	26,87	429,920	400,885	29,035	93,246
С2Н6	5,26	157,800	104,638	53,162	66,310
С3Н8	7,25	319,000	107,442	211,558	33,681
i-C4H10	1,36	78,880	11,327	67,553	14,359
н-С4Н10	3,66	212,280	24,463	187,817	11,524
i-С5Н12	1,34	96,480	3,957	92,523	4,101
н-С5Н12	2,18	156,960	4,878	152,082	3,108
С6Н14+	50,98	12436,360	0,604	12435,756	0,005
Итого	100,00	13930,000	695,225	13234,775	4,991

Rсмг=0,0499 - массовая доля отгона газа.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi,(2.3)

где Miг - молекулярная масса i-того компонента газа;

N0гi - количество i-того компонента газа

Mсрг = 21,258 кг/кмоль

Плотность газа при нормальных условиях:

Плотность газа при рабочих условиях первой ступени сепарации:

Таблица 2.8 - Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/N0гi	Молекуляр-ная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/N0гi]·Mi·100, % Mсрг	Содержание тяжелых углеводородов [N0гi/N0гi]Mi·ср·103, г/м3 Mсрг
CO2	0,0185	44	3,823	213,767
N2	0,0114	28	1,503	84,070
СН4	0,7661	16	57,663	3224,263
С2Н6	0,1066	30	15,051	841,587
С3Н8	0,0747	44	15,454	864,145
i-C4H10	0,0060	58	1,629	91,098
н-С4Н10	0,0129	58	3,519	196,749
i-С5Н12	0,0017	72	0,569	31,825
н-С5Н12	0,0021	72	0,702	39,234
С6Н14+	0,0001	243,95	0,087	4,861
Итого	1,0000	-	100,000	5591,599

Составим материальный баланс блока без сброса воды на 1 млн.тонн в год по пластовой жидкости. Сырая нефть имеет обводненность 30% масс. Производительность общего потока сырого продукта составляет Q=1000000000/8400 = 119047,619 кг/ч.

Количество безводной нефти в этом потоке составляет:

Qн = 0,70 · Q = 0,70 · 119047,619= 83333,333 кг/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг · Qн,(2.4)

где Rсмг - массовая доля отгона газа

Qн - количество безводной нефти в потоке

Qг = 0,0499 · 83333,333 = 4159,042 кг/ч.

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

Qнсеп = Qн - Qг = 83333,333 - 4159,042 = 79174,292 кг/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q · 0,30 = 79174,291 + 119047,619 · 0,30 = 114888,577 кг/ч.

Правильность расчета материального баланса определится выполнением условия:

Qдо сеп = Qпосле сеп; (2.5)



Qдо сеп = Q =119047,619 кг/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг =114888,577 + 4159,042= 119047,619 кг/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 2.9.

Таблица 2.9 - Материальный баланс сепарации первой ступени на 1 млн. тонн в год по пластовой жидкости

Приход	Расход
	%масс	кг/ч	тыс т/г		%масс	кг/ч	тыс т/г
Эмульсия в том числе:				Эмульсия в том числе:	96,51
нефть	70,00	83333,333	700,000	нефть	68,91	79174,292	665,064
вода	30,00	35714,286	300,000	вода	31,09	35714,285	300,000
				Итого	100,00	114888,577	965,064
				Газ	3,49	4159,042	34,936
ИТОГО	100,00	119047,619	1000,000	ИТОГО	100,00	119047,619	1000,000

Расчет материального баланса сброса воды

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

Rнсеп= 100 · (Qнсеп/ Qсеп),(2.6)

где Rнсеп - массовая доля нефти в сыром потоке;

Qнсеп - производительность потока по нефти;

Qсеп - общая производительность потока.

Rнсеп = 100 · (79174,292/114888,577) = 68,91 %.

Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 - 68,914 = 31,09%.

На выходе из ТФС 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 ТФС, кг/ч; Qвот = В - количество пластовой воды из ТФС, кг/ч.

Составим систему уравнений (2.7):

Qсеп · Rнсеп = 0,95·Н + 0,001·В(2.7)

Qсеп · Rвсеп = 0,05·Н + 0,999·В

Решая эту систему, получаем:

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

Qнот = 83308,113 кг/ч, в том числе:

- нефть - 0,95·Qнот= 0,95 · 83308,113 =79142,707 кг/ч;

- вода - 0,05·Qнот= 0,05 · 83308,113 = 4165,406 кг/ч.

Qвот = 31580,464 кг/ч, в том числе:

- вода - 0,999 ·Qвот = 0,999 · 31580,464 = 31548,884 кг/ч;

- нефть - 0,001 · Qвот=0,001 · 31580,464= 31,580 кг/ч.

Данные по расчету заносим в табл. 2.10



Таблица 2.10 - Материальный баланс блока сепарации первой ступени и сброса воды на 1 млн.т в год по пластовой жидкости

Приход	Расход
	% масс	кг/ч	тыс. т/г		% масс	кг/ч	тыс. т/г
Эмульсия в том числе:				Некондиц. нефть в том числе:	69,98
нефть	70,00	83333,333	700,000	нефть	95,00	79142,707	664,799
вода	30,00	35714,286	300,000	вода	5,00	4165,406	34,989
				Всего	100,00	83308,113	693,788
				Пластовая вода в том числе:	26,53
				вода	99,90	31548,884	265,011
				нефть	0,10	31,580	0,265
				Итого	100,00	31580,464	265,276
				Газ	3,49	4159,042	34,936
Итого	100,00	119047,619	1000,000	Итого	100,00	119047,619	1000,000

2.4.2 Материальный баланс второй ступени сепарации

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,3 МПа; t = 500С.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.11.

Таблица 2.11 - Исходные данные для расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти (zi?)	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
CO2	0,172	44	31,500
N2	0,010	28	252,500
СН4	2,696	16	67
С2Н6	2,633	30	15,250
С3Н8	7,145	44	4,950
i-C4H10	1,731	58	2,200
н-С4Н10	4,812	58	1,675
i-С5Н12	1,910	72	0,695
н-С5Н12	3,139	72	0,585
С6Н14+	75,752	243,95	0,0001
	100,000	-	-

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

Путем подбора определим такую величину N?, при которой выполнится условие:

Подбор величины N? приводится в табл. 2.12.



Таблица 2.12 - Определение мольной доли отгона N?

Компонент смеси	N? = 4	N? = 7	N? = 6,444
CO2	0,0244	0,0173	0,0183
N2	0,0023	0,0013	0,0015
СН4	0,4963	0,3215	0,3439
С2Н6	0,2558	0,2010	0,2093
С3Н8	0,3054	0,2771	0,2819
i-C4H10	0,0363	0,0351	0,0354
н-С4Н10	0,0785	0,0770	0,0772
i-С5Н12	0,0134	0,0136	0,0135
н-С5Н12	0,0187	0,0189	0,0189
С6Н14+	0,0001	0,0001	0,0001
?Yi	1,2313	0,9629	1,0000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 6,444 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в табл. 2.13.

Таблица 2.13 - Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi?), %	Газ из сепаратора	Нефть из сепаратора (zi? - N0гi), моли	Мольный состав нефти из блока сепараторов xi?=( zi?- N0гi)·100, У(zi?- N0гi) %
		Молярная концентрация (yi?)	Моли
CO2	0,172	0,0183	0,118	0,054	0,058
N2	0,010	0,0015	0,009	0,001	0,001
СН4	2,696	0,3439	2,216	0,48	0,513
С2Н6	2,633	0,2093	1,349	1,284	1,373
С3Н8	7,145	0,2819	1,816	5,329	5,695
i-C4H10	1,731	0,0354	0,228	1,503	1,607
н-С4Н10	4,812	0,0772	0,498	4,314	4,611
i-С5Н12	1,910	0,0135	0,087	1,823	1,948
н-С5Н12	3,139	0,0189	0,122	3,017	3,225
С6Н14+	75,752	0,0001	0,001	75,751	80,969
Итого	100,000	1,0000	6,444	93,556	100,000



Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в табл. 2.14.

Таблица 2.14 - 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, %
CO2	0,172	7,581	5,189	2,392	68,451
N2	0,010	0,278	0,263	0,015	94,563
СН4	2,696	43,145	35,461	7,684	82,190
С2Н6	2,633	78,998	40,470	38,528	51,229
С3Н8	7,145	314,372	79,932	234,440	25,426
i-C4H10	1,731	100,384	13,210	87,174	13,159
н-С4Н10	4,812	279,095	28,869	250,226	10,344
i-С5Н12	1,910	137,488	6,281	131,207	4,568
н-С5Н12	3,139	225,992	8,754	217,239	3,873
С6Н14+	75,752	18479,394	0,127	18479,266	0,001
Итого	100,000	19666,727	218,556	19448,171	1,111

Rсмг=0,0111- массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

Mсрг = 33,916 кг/кмоль

Плотность газа:

сср= 5,0408 кг/м3



Таблица 2.15 - Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/N0гi	Молекуляр-ная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/N0гi]·Mi·100 , % Mсрг	Содержание тяжелых углеводородов [N0гi/N0гi]·Mi·ср·103, г/м3 Mсрг
CO2	0,0183	44	2,374	119,684
N2	0,0015	28	0,121	6,069
СН4	0,3439	16	16,225	817,880
С2Н6	0,2093	30	18,517	933,406
С3Н8	0,2819	44	36,573	1843,563
i-C4H10	0,0353	58	6,044	304,671
н-С4Н10	0,0772	58	13,209	665,837
i-С5Н12	0,0135	72	2,874	144,865
н-С5Н12	0,0189	72	4,005	201,890
С6Н14+	0,0001	243,95	0,058	2,936
Итого	1,000	-	100,000	5040,801

Составим материальный баланс блока сепарации второй ступени.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг · Qн

Qг = 0,0111·79142,707= 879,511 кг/ч

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

Qнсеп = Qн - Qг = 79142,707- 879,511 = 78263,196 кг/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q · 0,05 = 78263,196 + 83308,113·0,05 = 82 428,602 кг/ч.

Правильность расчета материального баланса определится выполнением условия:

Qдо сеп = Qпосле сеп;

Qдо сеп = Q =83308,113 кг/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 82 428,602 + 879,511 = 83308,113 кг/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 2.16.

Таблица 2.16 - Материальный баланс сепарации второй ступени на 1 млн.т в год по пластовой жидкости

Приход	Расход
	%масс	кг/ч	тыс т/г		%масс	кг/ч	тыс т/г
Некондиц. нефть в том числе:				Некондиц. нефть в том числе:	98,94
нефть	95,00	79142,707	664,799	нефть	94,95	78263,196	657,411
вода	5,00	4165,406	34,989	вода	5,05	4165,406	34,989
				Итого	100,00	82428,602	692,400
				Газ	1,06	879,511	7,388
ИТОГО	100,00	83308,113	699,788	ИТОГО	100,00	83308,113	699,788

2.4.3 Блок электродегидраторов

В блок электродегидраторов поступает некондиционная нефть в количестве:

Qн = 82428,602 кг/ч, в том числе:

- нефть - 0,9495· Qн= 0,94947· 82 428,602 = 78263,196 кг/ч;

- вода - 0,0505·Qн= 0,05053·82 428,602 = 4165,406 кг/ч.

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

Примем:

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

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

Принимаем:

Qндег = Н1 - количество товарной нефти из блока электродегидраторов, кг/ч;

Qвдег = В1 - количество пластовой воды из блока электродегидраторов, кг/ч.

Составим систему уравнений:

0,9495·Qн = 0,998·Н1 + 0,001·В1

0,0505·Qн = 0,999·В1 + 0,002·Н1

Решая эту систему, получаем:

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

товарная нефть: Qндег =78416,016 кг/ч, в том числе:

- нефть - 0,998·Qндег = 0,998·78416,016 = 78259,184 кг/ч

- вода - 0,002·Qндег = 0,002·78416,016 = 156,832 кг/ч.

пластовая вода: Qвдег=4012,586 кг/ч, в том числе:

- вода - 0,999·Qвдег = 0,999·4012,586 = 4008,573 кг/ч;

- нефть - 0,001· Qвдег = 0,001· 4012,586 = 4,013 кг/ч.

Расчет материального баланса электродегидраторов выполнен правильно при соблюдении равенства:

Qiдо дег = Qiпосле дег

Qiдо дег=Qнот= 82428,602 кг/ч;

Qiпосле дег=Qндег+Qвдег

Qндег+Qвдег = 78416,016 +4012,586 = 82428,602 кг/ч.

Равенство соблюдается. Данные заносим в табл. 2.17.

Таблица 2.17 - Материальный баланс блока электродегидраторов на 1 млн.т в год по пластовой жидкости

Приход	Расход
	% масс	кг/ч	тыс т/г		% масс	кг/ч	тыс т/г
Некондиц. нефть в том числе:				Некондиц. нефть в том числе:	95,13
нефть	94,95	78263,196	657,411	нефть	99,80	78259,184	657,377
вода	5,05	4165,406	34,989	вода	0,20	156,832	1,317
				Итого	100,00	78416,016	658,694
				Пластовая вода в том числе:	4,87
				вода	99,90	4008,573	33,672
				нефть	0,10	4,013	0,034
				Итого	100,00	4012,586	33,706
ИТОГО	100,00	82428,602	692,400	ИТОГО	100,00	82428,602	692,400

2.4.4 Сепаратор КСУ

Конечная сепарационная установка предназначена для окончательной стабилизации товарной нефти до такого состояния, при котором будут соблюдаться условия норм товарного продукта. В частности: избыточное давление насыщенных паров нефти при температуре 38°С должно быть:

Рs38 = 500 мм рт. ст. = 66708 Па.

Этого можно добиться путем разгазирования нефти при абсолютном давлении Р и температуре t, соответственно:

Р = 101300 + 66708 = 168008 Па = 1,66 атм; t = 38°С.

Проведем расчет сепарации газа от нефти для этих термодинамических условий. Результаты расчета представлены в таблицах.

Таблица 2.18 - Состав нефти, поступающей на сепаратор КСУ

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти, (zi?)	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
CO2	0,058	44	53,248
N2	0,001	28	464,880
СН4	0,513	16	121,144
С2Н6	1,373	30	23,488
С3Н8	5,695	44	6,842
i-C4H10	1,607	58	2,721
н-С4Н10	4,611	58	1,883
i-С5Н12	1,948	72	0,738
н-С5Н12	3,225	72	0,602
С6Н14+	80,969	243,95	0,0001
Итого	100,000	-	-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе:

Подбор величины N? представлен в табл. 2.19.

Таблица 2.19 - Определение числа молей выделившегося газа N

Компонент смеси	N=1	N=2	N=1,508
CO2	0,0203	0,0151	0,0173
N2	0,0005	0,0003	0,0003
СН4	0,2825	0,1827	0,2212
С2Н6	0,2632	0,2224	0,2408
С3Н8	0,3681	0,3489	0,3581
i-C4H10	0,0430	0,0422	0,0426
н-С4Н10	0,0861	0,0853	0,0857
i-С5Н12	0,0144	0,0145	0,0144
н-С5Н12	0,0195	0,0196	0,0195
С6Н14+	0,0001	0,0001	0,0001
?	1,0977	0,9311	1,0000

Расчеты показали, что в сепараторе КСУ из 100 молей нефти при указанных условиях выделяется 1,508 молей газа. Составим материальный баланс в молях на 100 молей смеси.

Таблица 2.20 - Мольный баланс процесса сепарации на КСУ

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi?), %	Газ из сепаратора	Нефть из сепаратора (zi? - N0гi), моли	Мольный состав нефти из блока сепараторов N0гi)·100, У(zi?- N0гi) %
		Молярная концентрация (yi?)	Моли
CO2	0,058	0,0173	0,0261	0,0320	0,0325
N2	0,001	0,0003	0,0005	0,0001	0,0001
СН4	0,513	0,2212	0,3335	0,1798	0,1826
С2Н6	1,373	0,2408	0,3631	1,0096	1,0251
С3Н8	5,695	0,3581	0,5400	5,1552	5,2341
i-C4H10	1,607	0,0426	0,0642	1,5423	1,5659
н-С4Н10	4,611	0,0857	0,1293	4,4822	4,5508
i-С5Н12	1,948	0,0144	0,0218	1,9261	1,9555
н-С5Н12	3,225	0,0195	0,0294	3,1956	3,2445
С6Н14+	80,969	0,0001	0,0001	80,9691	82,2089
?	100,000	1,0000	1,508	98,4920	100,0000

Массовый баланс в расчете на 100 молей исходной смеси приведен в табл. 2.21.

Таблица 2.21 - Массовый баланс сепаратора КСУ

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	0,058	2,556	1,148	1,408	44,9119
N2	0,001	0,016	0,014	0,002	87,6813
СН4	0,513	8,214	5,336	2,878	64,9715
С2Н6	1,373	41,182	10,893	30,289	26,4502
С3Н8	5,695	250,588	23,761	226,827	9,4819
i-C4H10	1,607	93,178	3,726	89,452	3,9992
н-С4Н10	4,611	267,461	7,496	259,965	2,8025
i-С5Н12	1,948	140,245	1,568	138,677	1,1179
н-С5Н12	3,225	232,202	2,119	230,083	0,9127
С6Н14+	80,969	19752,117	0,030	19752,087	0,0002
Итого	100,000	20787,759	56,091	20731,668	0,2698

Средняя молекулярная масса газа и плотность газа составляют соответственно:

Mсрг = 56,091/1,508= 37,195 кг/кмоль



Таблица 2.22 - Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе КСУ

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/N0гi	Молекуляр-ная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/N0гi].Mi·100 ,% Mсрг	Содержание тяжелых углеводородов [N0гi/N0гi]·Mi·ср·103, г/м3 Mсрг
CO2	0,0173	44	2,047	50,124
N2	0,0003	28	0,025	0,619
СН4	0,2212	16	9,514	232,968
С2Н6	0,2408	30	19,420	475,540
С3Н8	0,3581	44	42,360	1 037,299
i-C4H10	0,0426	58	6,643	162,681
н-С4Н10	0,0857	58	13,364	327,237
i-С5Н12	0,0144	72	2,795	68,446
н-С5Н12	0,0195	72	3,778	92,521
С6Н14+	0,0001	243,95	0,054	1,320
?	1,000	-	100,000	2 448,755

Поток нефти из электродегидратора на КСУ имеет производительность:

Qндег = 78416,016 кг/ч, в том числе:

- нефть - 0,998·Qдег = 0,998·78416,016 = 78 259,184 кг/ч

- вода - 0,002·Qдег = 0,002·78416,016 = 156,832 кг/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

QгКСУ = Rсм?·Qн= 0,2698·78 259,184 = 211,166 кг/ч.

После КСУ будет выходить поток продукта с производительностью по безводной нефти и общей производительностью соответственно:

QнКСУ = 0,998·Qдег- QгКСУ=0,998·78416,016 -211,166 =78048,018 кг/ч,

QКСУ = QнКСУ + 0,002·Qдег = 78048,018 +0,002·78416,016 = 78204,850 кг/ч.



Процентное содержание воды по массе в нефти после КСУ составит:

rв =(0,002·Qдег/ QКСУ) ·100 =( 0,002·78416,016 /78204,850) ·100 = 0,20 %.

Правильность расчета материального баланса определится выполнением условия:

Qдо КСУ = Qпосле КСУ

Qдо КСУ= Qдег =78416,016 кг/ч

Qпосле КСУ = QКСУ+ QгКСУ

QКСУ+ QгКСУ = 78204,850 + 211,166 = 78416,016 кг/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету конечной ступени сепарации заносим в табл.2.23.

Таблица 2.23 - Материальный баланс сепаратора КСУ на 1 млн.тонн в год по пластовой жидкости

Приход	Расход
	% масс	кг/ч	тыс т/г		% масс	кг/ч	тыс т/г
Некондиц. нефть в том числе:				Товарная нефть в том числе:	99,73
нефть	99,80	78259,184	657,377	нефть	99,80	78048,018	655,604
вода	0,20	156,832	1,318	вода	0,20	156,832	1,317
				Итого	100,00	78204,850	656,921
				Газ	0,27	211,166	1,774
ИТОГО	100,00	78416,016	658,695	ИТОГО	100,00	78416,016	658,695

2.4.5 Общий материальный баланс установки подготовки нефти мощностью 1 млн.тонн в год по пластовой жидкости

На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти на 1 млн.т в год по пластовой жидкости, представленный в табл. 2.24.

Таблица 2.24 - Материальный баланс установки на 1 млн.тонн в год по пластовой жидкости

Приход	Расход
	%масс.	кг/ч	тыс.т/год		%масс.	кг/ч	тыс.т/год
Эмульсия, в том числе:				Товарная нефть, в том числе:	65,69
нефть	70,00	83333,333	700,000	нефть	99,80	78048,018	655,604
вода	30,00	35714,286	300,000	вода	0,20	156,832	1,317
				Всего	100,00	78204,850	656,921
				Газ	4,41	5249,719	44,097
				Пластовая вода, в том числе:	29,90
				вода	99,90	35557,457	298,683
				нефть	0,10	35,593	0,299
				Итого	100,00	35593,050	298,982
Итого	100,00	119047,619	1000,000	Итого	100,00	119047,619	1000,000

2.5 Материальный баланс установки подготовки нефти мощностью 6,2 млн.тонн в год по товарной нефти

Так как мощность установки подготовки нефти равна 6,2 млн.тонн в год по товарной нефти, то делим исходное сырье на два потока по 3,1 млн.тонн в год.

2.5.1 Общий материальный баланс установки подготовки нефти на 3,1 млн. тонн в год по товарной нефти

По рассчитанным процентным соотношениям произведем пересчет материального баланса установки на требуемую мощность 3,1 млн.т/год по товарной нефти.

Товарная нефть:

3100·1000000/8400= 369047,619 кг/ч - что соответствует 65,69%

- вода - 369047,619·0,2/100= 740,088 кг/ч

- нефть - 369047,619·99,80/100= 368307,531 кг/ч

Пластовая вода:

369047,619·29,90/65,69=167963,121 кг/ч

- вода - 167963,121·99,9/100=167795,158 кг/ч

- нефть - 167963,121·0,1/100=167,963 кг/ч

Газ:

369047,619·4,41/65,69=24773,349 кг/ч

Полученные данные представлены в табл. 2.25.

Таблица 2.25 - Материальный баланс установки подготовки нефти на 3,1 млн.тонн в год по товарной нефти

Приход	Расход
	%масс.	кг/ч	тыс.т/год		%масс.	кг/ч	тыс.т/год
Эмульсия, в том числе:				Товарная нефть, в том числе:	65,69
нефть	70,00	393248,862	3303,290	нефть	99,80	368307,531	3093,783
вода	30,00	168535,227	1415,696	вода	0,20	740,088	6,217
				Итого	100,00	369047,619	3100,000
				Газ	4,41	24773,349	208,096
				Пластовая вода, в том числе:	29,90
				вода	99,90	167795,158	1409,479
				нефть	0,10	167,963	1,411
				Итого	100,00	167963,121	1410,890
ИТОГО	100,00	561784,089	4718,986	ИТОГО	100,00	561784,089	4718,986

2.5.2 Общий материальный баланс установки подготовки нефти на 6,2 млн.тонн в год по товарной нефти

Занесем полученные данные в табл.2.26



Таблица 2.26 - Материальный баланс установки подготовки нефти на 6,2 млн. тонн в год по товарной нефти

Приход	Расход
	%масс.	кг/ч	тыс.т/год		%масс.	кг/ч	тыс.т/год
Эмульсия, в том числе:				Товарная нефть, в том числе:	65,69
нефть	70,00	786497,724	6606,580	нефть	99,80	736615,062	6187,566
вода	30,00	337070,454	2831,392	вода	0,20	1480,176	12,434
				Итого	100,00	738095,238	6200,000
				Газ	4,41	49546,698	416,192
				Пластовая вода, в том числе:	29,90
				вода	99,90	335590,316	2818,958
				нефть	0,10	335,926	2,822
				Итого	100,00	335926,242	2821,78
ИТОГО	100,00	1123568,178	9437,972	ИТОГО	100,00	1123568,178	9437,972

2.5.3 Сепаратор КСУ

По имеющимся данным произведем пересчет конечной ступени сепарации на требуемую мощность.

Товарная нефть:

3100·1000000/8400=369047,619 кг/ч - что соответствует 99,73%

- вода - 369047,619·0,20/100=740,088кг/ч

- нефть - 369047,619·99,80/100=368307,531кг/ч

Газ: 369047,619·0,269/99,73 = 996,488 кг/ч

Данные по расчету конечной ступени сепарации заносим в табл.2.27.

Таблица 2.27 - Материальный баланс сепаратора КСУ на 3,1 млн.тонн в год по товарной нефти

Приход	Расход
	% масс	кг/ч	тыс т/г		% масс	кг/ч	тыс т/г
Некондиц. нефть, в том числе:				Товарная нефть, в том числе:	99,73
нефть	99,80	369304,019	3102,154	нефть	99,80	368307,531	3093,783
вода	0,20	740,088	6,217	вода	0,20	740,088	6,217
				Итого	100,00	369047,619	3100,000
				Газ	0,27	996,488	8,371
Итого	100,00	370044,107	3108,371	Итого	100,00	370044,107	3108,371

2.5.4 Блок электродегидраторов

Из блока электродегидраторов поступает некондиционная нефть Qн в количестве равном сумме значений Н1 и В1:

3102,154 + 6,217 = 3108,371 тыс.т/г =370044,107 кг/ч,

что соответствует значению Н1.

В1=0,0487·Н1/0,9513

B1=18935,339 кг/ч

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

товарная нефть: Qндег= 370044,107 кг/г, в том числе:

- нефть - 0,998·Qндег= 0,998 · 370044,107= 369304,019 кг/ч;

- вода - 0,002·Qндег= 0,002·370044,107= 740,088 кг/ч.

пластовая вода: Qвдег =18935,339 кг/ч, в том числе:

- вода - 0,999·Qвдег = 0,999·18935,339 = 18916,404 кг/ч;

- нефть - 0,001·Qвдег = 0,001·18935,339 =18,935 кг/ч.

Данные заносим в табл. 2.28.

Таблица 2.28 - Материальный баланс блока электродегидраторов на 3,1 млн.тонн в год по товарной нефти

	Приход			Расход
	% масс	кг/ч	тыс т/г		% масс	кг/ч	тыс т/г
Некондиц. нефть, в том числе:				Некондиц. нефть, в том числе:	95,13
нефть	94,95	369322,954	3102,313	нефть	99,80	369304,019	3102,154
вода	5,05	19656,492	165,115	вода	0,20	740,088	6,217
				Итого	100,00	370044,107	3108,371
				Пластовая вода, в том числе:	4,87
				вода	99,90	18916,404	158,898
				нефть	0,10	18,935	0,159
				Итого	100,00	18935,339	159,057
ИТОГО	100,00	388979,446	3267,428	ИТОГО	100,00	388979,446	3267,428

2.5.5 Материальный баланс первой ступени сепарации со сбросом воды

В блоке сепарации первой ступени от нефти отделяется газ и сбрасывается основная масса воды. Далее эта нефть в количестве равном 393129,846 кг/ч (69,98%) поступает в блок подогрева нефти и поступает на вторую ступень сепарации. По известным процентным соотношениям составим материальный баланс первой ступени сепарации со сбросом воды.

Некондиционная нефть в том числе:

- нефть - 393129,846· 0,95=373473,354 кг/ч

- вода - 393129,846· 0,05= 19656,492 кг/ч

Пластовая вода:

393129,846 · 26,53/69,98=149027,782 кг/ч

в том числе:

- вода -149027,782·0,999= 148878,754кг/ч

- нефть - 149027,782 ·0,001=149,028 кг/ч

Газ - 393129,846·3,49/69,98=19626,461кг/ч

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 2.29.



Таблица 2.29 - Материальный баланс первой ступени сепарации со сбросом воды на 3,1 млн.тонн в год по товарной нефти

Приход	Расход
	% масс	кг/ч	тыс. т/г		% масс	кг/ч	тыс. т/г
Эмульсия, в том числе:				Некондиц. нефть, в том числе:	69,98
нефть	70,00	393248,862	3303,290	нефть	95,00	373473,354	3137,176
вода	30,00	168535,227	1415,696	вода	5,00	19656,492	165,115
				Итого	100,00	393129,846	3302,291
				Пластовая вода, в том числе:	26,53
				вода	99,90	148878,754	1250,582
				нефть	0,10	149,028	1,252
				Итого	100,00	149027,782	1251,833
				Газ	3,49	19626,461	164,862
ИТОГО	100,00	561784,089	4718,986	ИТОГО	100,00	561784,089	4718,986

2.5.6 Материальный баланс второй ступени сепарации

В блоке сепарации второй ступени от нефти отделяется только газ. Далее эта нефть в количестве равном 388979,446 кг/ч (98,94%) поступает в блок электродегидраторов. По известным процентным соотношениям составим материальный баланс второй ступени сепарации.

Некондиционная нефть, в том числе:

- нефть - 388979,446 · 0,9495= 369322,954 кг/ч

- вода - 388979,446 · 0,0505=19656,492 кг/ч

Газ - 388979,446 · 1,06/98,94=4150,400 кг/ч

Данные по расчету блока сепарации второй ступени сводим в табл. 2.30.



Таблица 2.30 - Материальный баланс сепарации второй ступени на 3,1 млн.тонн в год по товарной нефти

Приход	Расход
	%масс	кг/ч	тыс. т/г		%масс	кг/ч	тыс. т/г
Некондиц. нефть, в том числе:				Некондиц. нефть, в том числе:	98,94
нефть	95,00	373473,354	3137,176	нефть	94,95	369322,954	3102,313
вода	5,00	19656,492	165,115	вода	5,05	19656,492	165,115
				Итого	100,00	388979,446	3267,428
				Газ	1,06	4150,400	34,863
ИТОГО	100,00	393129,846	3302,291	ИТОГО	100,00	393129,846	3302,291

2.6 Технологический расчет основного оборудования

Целью расчетов, проводимых в настоящем разделе, является определение необходимых размеров используемого технологического оборудования на установках подготовки нефти, выбор типа аппаратов и расчет их количества.

2.6.1 Сепаратор первой ступени со сбросом воды

Технологической схемой УПН предусмотрена возможность подачи деэмульгатора в поток сырой нефти еще во входных коммуникациях. Таким образом, к моменту поступления эмульсии в блок сброса воды система «вода-нефть» имеет крупнодисперсный характер. Экспериментально установлено, что капли воды в эмульсии, обработанной деэмульгатором имеет размер:

d= 300-350 мкм.

Процесс обезвоживания происходит при температуре и давлении, равных соответственно:

t = 5°С, Р = 0,6 МПа.

Эффективное разделение фаз в гравитационном отстойнике происходит при условии соблюдения в зоне отстоя ламинарного режима течения эмульсии,

т.е. при 10-4 < Re < 0,4.

В этом случае, скорость осаждения капель воды wос определяется по формуле Стокса:

(2.8)

где g - коэффициент ускорения свободного падения, м2/с;

сдф - плотность дисперсной фазы, кг/м3;

сс - плотность дисперсионной среды, кг/м3;

dдоп - диаметр шарообразной частицы (капли воды), м;

мс - динамический коэффициент вязкости среды, Па·с

Найдем динамическую вязкость нефти при температуре t = 5°С по формуле:

где м50 - динамическая вязкость нефти при 50°С, мПа•с;

м20 - динамическая вязкость нефти при 20°С, мПа•с.

Известно, что 20= 9 мПа·с, 50= 4,37 мПа·с.

lg м5=

отсюда мн5=14,614 мПа?с;

Теперь найдем вязкость эмульсии при этой температуре:

мэм5=,(2.10)

где В - обводненность нефти.

мэм5=

wос=

Проверим правильность принятого режима осаждения капель и найдем значение критерия Рейнольдса:

, (2.11)

гдеwос - скорость осаждения капель воды, м/с

сн - плотность нефти, кг/м3

dдоп - диаметр капель воды, м

мн - динамический коэффициент вязкости, Па·с

Re = 0,00056•300•10-6•846 / 14,614·10-3=0,0098

0,0001 < 0,0098 < 0,4.

Действительно, режим был принят правильно.

В качестве сепаратора со сбросом воды примем сепаратор НГСВ I-0,6-3400-2, имеющий следующие характеристики:

объем V= 200 м3;

внутренний диаметр D = 3,4 м;

длина аппарата L= 22,04 м;

объемная производительность Q= 210 - 560 м3/ч.

Для эффективного разделения эмульсии на нефть и воду должно соблюдаться условие:

,(2.12)

где ф - время пребывания нефти в аппарате.

,(2.13)

(2.14)

где - скорость движения нефти в аппарате, м/с;

- время, необходимое для осаждения капель воды, с;

L - длина зоны отстоя, м;

h - высота зоны отстоя, м;

- скорость стесненного осаждения капель воды диаметром di, м/с. Для предельного случая, когда , длина зоны отстоя составит:

где Qэм - объемная производительность нефти на входе;

- объемная производительность нефти на выходе.



Таблица 2.31 - Состав эмульсии

На входе	На выходе
	% масс.		% масс.
Эмульсия, в том числе: нефть вода	70,00 30,00	Некондиционная нефть, в том числе: нефть вода	95,00 5,00

Плотность углеводородной смеси составит - 846 кг/м3.

Плотность пластовой воды составляет св= 1014 кг/м3 (производственные данные).

Тогда плотность нефтяной эмульсии на входе в блок отстоя (сэм) и на выходе из него сэм1 рассчитаем по правилу аддитивности:

Для пересчета плотности эмульсии на рабочую температуру 5°С удобно воспользоваться формулой:

t = н.у - ·(t - 20),(2.17)

где - средняя температурная поправка. В нашем случае = 0,653 и 0,702.

эм5 = 890,249- 0,653· (5-20) = 900,042 кг/м3

эм15 = 853,067 - 0,702· (5-20) = 863,596 кг/м3.

Объемная производительность эмульсии на входе и нефти на выходе составит:

=561784,089/900,042=624,175 м3/ч

=393129,846/863,596=455,224 м3/ч.

Высота зоны отстоя рассчитывается по формуле:

гдее - относительная высота водяной подушки в отстойнике.

Экспериментально установлено, что пропускная способность гравитационного отстойника максимальна при е=0,46.

Скорость осаждения капель воды определяется по формуле Стокса:

где 0,5 - коэффициент, учитывающий стесненность осаждения частиц в движущейся среде.

Длина зоны отстоя составит:

В соответствии с рассчитанной длиной зоны отстоя принимаем 7 аппаратов НГСВ I -0,6- 3400-2 диаметром 3,4 м и длиной 22,04 м, работающих параллельно. При таком включении снижается скорость движения эмульсии wср в сепараторе и пропорционально этому уменьшается требуемая длина зоны отстоя одного аппарата.

2.6.2 Сепаратор второй ступени сепарации

Для проведения расчета необходимо знать плотность нефтяной эмульсии. Плотность принимаем на основе производственных данных для нефти при нормальных условиях (846 кг/м3).



Таблица 2.32 - Массовая доля и плотность компонентов нефти

Компонент смеси	Массовый состав нефти из сепаратора	Массовая доля
CO2	2,392	0,000123
N2	0,015	0,000001
СН4	7,684	0,000395
С2Н6	38,528	0,001981
С3Н8	234,440	0,012055
i-C4H10	87,174	0,004482
н-С4Н10	250,226	0,012866
i-С5Н12	131,207	0,006747
н-С5Н12	217,239	0,011170
С6Н14+	18479,266	0,950180
Итого	19448,171	1,000000

эм50 = 853,067 - 0,702· (50-20) = 832,008 кг/м3

Плотность отделяющегося в сепараторе газа:

срг = 5,0408 кг/м3.

Для гравитационных сепараторов необходимым условием эффективного отделения нефти от газа является следующее соотношение:

н < г,

где н - скорость подъема уровня нефти, м/с;

г - скорость всплывания пузырьков газа в нефти, м/с.

При этом соотношении пропускная способность по жидкости для горизонтальных сепараторов будет определяться формулой:

Q < 47000 · F · d2 (эм - срг) / эм, м3/сутки (2.18)

где F - площадь зеркала нефти, м2;

d - диаметр пузырьков газа, м;

эм - динамическая вязкость эмульсии, кг/(м·с).

Принимая во внимание наихудшие условия эксплуатации сепараторов, целесообразно принять диаметр пузырьков газа равным 1,55·10-3 м.

Зная динамическую вязкость нефти при 50°С, найдем динамическую вязкость водонефтяной эмульсии по формуле:

где в - обводненность нефти на входе, 5%;

н - динамическая вязкость нефти, кг/(м·с);

мэм50=

Объемный расход эмульсии через блок сепараторов второй ступени и объемный расход газа, соответственно равны:

Qv = Q /э, (2.20)

Qvг = Qг / срг(2.21)

Qv = 393129,846 / 832,008= 472,507 м3/ч (11340,171 м3/сутки).

Qvг =4150,400/5,0408=823,361м3/ч.

Принимаем к рассмотрению сепаратор НГС 0,6 - 2400 со следующими характеристиками:

объем V = 50 м3;

внутренний диаметр D = 2,4 м;

длина аппарата L = 11,058 м;

объемная производительность по нефти 160-800 м3/ч; по газу - 82900 м3/ч.

Максимальный объем эмульсии, находящейся в сепараторе можно определить по формуле:



Vmax = V·f·k,(2.22)

где f - 0,7 степень заполнения;

k - 0,98 коэффициент запаса;

V - объем сепаратора, м3.

Vmax = 50·0,7·0,98 = 34,3 м3.

Полученной величине Vmax соответствует площадь поперечного сечения, определяемая по формуле:

S = Vmax/L(2.23)

S = 34,3 / 11,058 = 3,102 м2.

Необходимо определить площадь зеркала нефти F. Целесообразно определять минимально возможную величину F, которая будет иметь место в процессе эксплуатации сепаратора. Применительно к данному случаю минимальное значение F будет соответствовать максимально заполненному сепаратору.

Рис.2.1. Поперечное сечение сепаратора с нефтью

Тогда, искомой величиной будет являться хорда b, (рис.2.1.). Площадь зеркала нефти равна:

F = b·L

Площадь поперечного сечения (S) объема нефти в сепараторе с учетом несложных геометрических преобразований можно представить следующей зависимостью:

где r - радиус сепаратора: r = D/2, м;

a - угол, град.

Из геометрии также известно, что:

,

.

или

Для рассматриваемого случая, при S = 3,102 м2, r = 1,2 м, это уравнение примет вид:

Решая уравнение методом подбора, определили угол , который составляет 22°. Тогда хорда b равна 0,98 м.

м2,

Для соблюдения условия эффективной работы данного сепаратора его объемная производительность по жидкости должна быть:

Qvсеп < 203694,789 м3/сутки.

Так как объемный расход эмульсии через блок сепаратора составляет 113400,171м3/сут, то необходимо принять в эксплуатацию 1 сепаратор выбранного ранее типа НГС 0,6 - 2400.

2.6.3 Блок электродегидраторов

Целью расчета является нахождение максимальной производительности электродегидратора и определение количества аппаратов.

Основным аппаратом обезвоживания и обессоливания нефти считается электродегидратор. В отличии от отстойника он позволяет получать с содержанием воды до сотых долей процента. На современных установках используется наиболее эффективные горизонтальные электродегидраторы.

В качестве электродегидратора примем горизонтальный цилиндрический аппарат ЭГ-200.

Исходные данные для расчета:

производительность G=388979,446 кг/ч;

температура электрообезвоживания t=45°С;

плотность нефти при 45°С сн=828,218 кг/м3;

плотность воды при 45°С св=1012,215 кг/м3;

наименьший диаметр осаждающихся капель воды d=2,2·10-4 (принимаем).

Найдем кинематическую вязкость при 45°С:

м45=4,965 мПа?с,

м2/с

Максимальная поверхность осаждения в выбранном аппарате составит:

S=D·L(2.25)

где D - внутренний диаметр аппарата, м;

L - длина аппарата, м.

S = 3,4·23,45 = 79,73 м2;

Предположим, что Re< 0,4, при таком значении критерия Рейнольдса скорость осаждения капель воды в неподвижной среде определяется по формуле Стокса:

,(2.26)

где g - ускорение свободного падения, м/с;

=(2,2·10-4)2·9,81·(1012,215 - 828,218)/(18·5,940·10-6·828,218)= 0,00099 м/с;

При использовании необходимо проверить значения Рейнольдса Re по формуле:

Re = ·d/ Vн (2.27)



Re = 0,00099·2,2·10-4·(5,940·10-6) = 0,0365;

Критерий Re<0,4, следовательно, использование формулы Стокса справедливо.

В качестве электродегидратора примем аппарат типа ЭГ-200 c характеристиками, представленными в табл. 2.33.

Таблица 2.33 - Характеристика электродегидратора ЭГ-200

Показатель	Ед. измерения	Значение
Эффективный объем V	м3	200
Диаметр D	мм	3400
Длина L	мм	23450
Расчетное давление Р	МПа	1
Рабочая производительность Q	м3/час	50-350
Номинальное расстояние от дна электродегидратора до границы раздела фаз h1	м	1

Скорость движения нефти Uн в электродегидраторе при нижней ее подаче определяется по формуле:

Uн= hэ/ф,(2.28)

где hэ - высота слоя эмульсии, м;

hэ=0,5·D- h1 ,(2.29)

где h1 - расстояние от дна электродегидратора до поверхности раздела фаз. Примем h1 - 1м, а время отстоя ф = 1час. Тогда:

Uн= (0,5·3,4 - 1)/1= 0,7 м/ч = 0,00019 м/с;

Фактическая скорость осаждения капель воды в потоке поднимающейся нефти составит:

Uфакт= Uпок - Uн;(2.30)

Uфакт=0,00099 - 0,00019 = 0,00080 м/с;

Максимальная производительность электродегидратора при данном режиме составит:

Qмакс = Uфакт·S =0,00080·79,73= 0,0648 м3/с = 233,28м3/ч.

Необходимое число параллельно работающих электродегидраторов определим по формуле:

n = Qэм /Qмакс;(2.31)

Qэм = G/сэм=388979,446 /835,815=465,390 м3/ч

n= 465,390/233,28 = 1,995

Принимаем 2 стандартных горизонтальных электродегидратора типа ЭГ-200.

Тепловой расчет электродегидратора

Целью расчета является определение количества тепла, уходящего в окружающую среду.

В аппарате не протекают основные химические реакции с поглощением или выделением тепла. На установке 2 электродегидратора, следовательно поток эмульсии через аппарат будет равен:

Gэг=G/n= 388979,446/2 = 194489,723кг/ч в том числе:

- нефть - Gн= 0,9495·194489,723= 184661,477 кг/ч

- вода - Gв= 0,0505·194489,723= 9828,246 кг/ч

Температуру эмульсии подаваемой на обезвоживание и обессоливание примем равной 45°С, температуру товарной нефти на выходе из электродегидратора 40°С, температура выходящей пластовой воды 40°С.

Определим количество тепла входящего в аппарат:



Аналогично найдем количество тепла, уносимого из аппарата с товарной нефтью и водой.

где - энтальпии нефти в жидком состоянии на входе и выходе из электродегидратора;

- энтальпии воды в жидком состоянии на входе и выходе из электродегидратора.

Qвых.н= 0,998·184661,477·75,464+0,002·184661,477·167,45=13969266,24 кДж/ч

Qвых.в= 0,999·9828,246·167,45+0,001·9828,246·75,464= 1644835,76 кДж/ч

Потери тепла в окружающую среду:

Qпот =17463354,74- 13969266,24- 1644835,76=1849252,74 кДж/ч

Результаты расчета сводим в таблицу 2.34.

Таблица 2.34 - Тепловой баланс электродегидратора

Приход (кДж/ч)	Расход (кДж/ч)
Тепло, приходящее с нагретой эмульсией	17463354,74	Тепло, уходящее с товарной нефтью	13969266,24
		Тепло, уходящее с водой	1644835,76
		Потери тепла в окр.среду	1849252,74
Итого	17463354,74	Итого	17463354,74



Расчет штуцеров электродегидратора

Диаметр штуцеров рассчитываем по уравнению расхода:

,(2.32)

где - скорость продукта, принимается 1-3 м/с;

V- объемный расход продукта, м3/с.

Расчет штуцера входа эмульсии в электродегидратор.

Расход эмульсии составляет:

V = Qнотс/(n·3600·сэм)= 388979,446 /(2·3600·835,815) = 0,0646 м3/с,

где n - количество электродегидраторов.

Скорость эмульсии принимаем 1 м/с.

Принимаем Dу = 300 мм.

Расчет штуцера выхода воды.

Расход воды составляет:

Принимаем скорость воды = 0,6 м/с.

м.

Принимаем Dу = 80 мм.

Расчет диаметра штуцера выхода товарной нефти.

Расход товарной нефти составляет:

Принимаем скорость товарной нефти = 1,5 м/с.

Принимаем Dу = 250 мм.

2.6.4 Технологический расчет сепаратора КСУ

Расчет будет отличаться изменением свойств поступающей на КСУ нефти и ее производительности.

Плотность нефти составит:

= 846 кг/м3.

Плотность поступающей на КСУ смеси составит:

Пересчитаем плотность нефти и смеси на рабочую температуру в сепараторе, равную 38°С:

= 846 - 0,711 . (38 - 20) = 833,197 кг/м3,

= 846,280 - 0,711 . (38 - 20) = 833,484 кг/м3.

Динамическая вязкость нефти:

lg м38=

н38 = 5,639 .10-3 кг/(м·с).

Динамическая вязкость эмульсии:

см38 = 5,639 .10-3/(1 - 0,002)2,5 = 5,668 . 10-3 кг/(м·с).

Объемный расход смеси через КСУ и объемный расход газа, выделяющегося на КСУ, соответственно составит:

Qv =Qндег/см38 = 370044,107/ 833,484 = 443,973 м3/ч = 10655,343 м3/сут,

Qvг =QгКСУ/ср =996,488/2,4488 = 406,936 м3/ч =9766,475 м3/сут.

Принимаем к рассмотрению сепаратор НГС 0,6 - 2000 со следующими характеристиками:

объем V = 25 м3;

внутренний диаметр D = 2,0 м;

длина аппарата L = 7,96 м;

объемная производительность по нефти - 86-430 м3/ч;

по газу - 62200 м3/ч.

Максимальный объем эмульсии, находящейся в сепараторе можно определить по формуле: