Разработка установки подготовки нефти мощностью 6,2 млн. в год по товарной нефти
Эмульсии и их классификация. Устойчивость нефтяных эмульсий и действие деэмульгаторов. Гравитационное холодное разделение, электрическое обезвоживание и обессоливание. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 02.03.2015 |
| Размер файла | 270,2 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.
В комплекс процессов подготовки нефти входит и ее стабилизация.
Стабилизация нефти осуществляется на промыслах с целью сокращения потерь от испарения при транспортировке ее до НПЗ. Кроме того, присутствие в нефти газов способствует образованию в трубопроводах газовых пробок, которые затрудняют перекачивание.
Для стабилизации промысловой нефти с малым содержанием растворенных газов применяют одноколонные установки. Двухколонные установки используют для стабилизации нефти с высоким содержанием газов (более 1,5% масс.), где вторая колонна служит для стабилизации газового бензина.
Сущность стабилизации нефти заключается в отборе от нее наиболее летучих углеводородов: пропана, бутана (депропанизация, дебутанизация), а также газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери легких фракций от испарения и снижает явления коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по всему пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающих заводов.
Получить абсолютно стабильную нефть, т. е. совершенно неспособную испаряться в атмосферу, практически невозможно. Даже при снижении общего давления ее паров ниже 200 мм вод. ст., на которое рассчитаны существующие резервуары, происходили бы потери нефти от испарения при больших и малых «дыханиях». Поэтому понятие о стабильности нефти зависит от конкретных условий: летучести нефти, схемы ее сбора, транспортирования и хранения, степени герметизации промысловых, транспортных и заводских сооружений. Возможности реализации продуктов стабилизации, экономической целесообразности проведения тех или иных мероприятий по стабилизации, а также влияния стабилизации на потенциальное содержание бензиновых фракций в нефти, направляемых на переработку.
В зависимости от конкретных условий стабилизация осуществляется различными технологическими приемами: горячей или вакуумной сепарацией, ректификацией и др. В настоящее время наибольшее распространение в промысловой подготовке нефти получила сепарация. Сепарация -- извлечение легких фракций из нефти однократным или многократным испарением при снижении давления, иногда с предварительным подогревом. Последнее мероприятие целесообразно лишь при условии, если нефть подается затем на переработку водным или железнодорожным транспортом и вблизи от сепарационных узлов находятся компрессорные станции с газоперерабатывающими заводами либо другие технологические установки, требующие подогрева нефти (обезвоживание, обессоливание).
Технологическую схему сепарационно-стабилизационных узлов можно решить по одному из трех вариантов использования широкой Фракции газа, отбираемой при сепарации из предварительно подогретой нефти:
1) однократная конденсация с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;
2) фракционированная конденсация с последующей компрессией газового остатка;
3) ректификация газообразной широкой фракции либо ее абсорбция.
Необходимо указать, что ректификация -- намного более сложный технологический процесс, но зато обеспечивающий достижение четкого разделения углеводородов и заданной глубины стабилизации нефти.
В практике промысловой подготовки нефти, как правило, используются комплексные решения, учитывающие необходимость проведения процессов обезвоживания, обессоливания и стабилизации путем применения различных технологических приемов.[8, c.36-37]
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Выбор и обоснование технологической схемы производства
При выборе технологической схемы производства необходимо учитывать химический состав нефти, состав и количество попутного газа, стабильность эмульсионной нефти.
Нефть Ван-Ёганского месторождения характеризуется небольшим газовым фактором до 13,94 м3/т, небольшой плотностью (0,846 г/см3), низким содержанием парафина (4,7%), смол (3,3%) и асфальтенов (0,4%).
Указанные свойства обуславливают сравнительно невысокую устойчивость газонефтяных пен и водонефтяных эмульсий, образующихся в процессе добычи и сбора продукции скважин.
Наиболее оптимальной является схема комплексной подготовки нефти, которая будет состоять из следующих стадий:
- блок сепарации первой ступени со сбросом воды;
- блок подогрева;
- блок сепарации второй ступени;
- блок электрообезвоживания и обессоливания;
- конечная ступень сепарации.
Применение трехфазного сепаратора на начальном этапе подготовки нефти позволяет совместить сепарацию и отстой нефти.
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
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 |
||
|
- до150 0 С |
15,0 |
||
|
- до200 0 С |
24,0 |
||
|
- до250 0 С |
34,0 |
||
|
- до300 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:
Размещено на http://www.allbest.ru/
(2.1)
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:
Размещено на http://www.allbest.ru/
(2.2)
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 сыройнефти (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 |
|||
Эмульсияв том числе: |
Эмульсияв 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 количествопластовой 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 втабл. 2.14.
Таблица 2.14
Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
|
Компонент смеси |
Молярный состав сыройнефти (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.нефтьв том числе: |
Некондиц. нефтьв 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 приуказанных 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 xi?=( zi?- 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 сыройнефти (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 на3,1 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 на6,2 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 потоварной 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 |
|||||
Пластоваявода,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 |
Подобные документы
Структура водонефтяной эмульсии. Методы разрушения нефтяных эмульсий, их сущностная характеристика. Промышленный метод обезвоживания и обессоливания нефти. Технические характеристики шарового и горизонтального электродегидраторов. Деэмульгаторы, их виды.
презентация [2,8 M], добавлен 26.06.2014Методика подготовки нефти к переработке на промыслах. Способы разрушения водонефтяных эмульсий. Конструкция и принцип действия горизонтального электродегидратора. Технология обезвоживания и обессоливания нефти на электрообессоливающих установках.
курсовая работа [886,5 K], добавлен 23.11.2011Физико-химические свойства нефтяных эмульсий и их классификация. Теоретические основы обезвоживания нефти. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов. Описание технологической схемы с автоматизацией и материальный баланс установки.
дипломная работа [150,0 K], добавлен 21.05.2009Процесс нефтеподготовки как важный этап в разработке нефти. Естественные стабилизаторы нефтяных эмульсий. Применение деэмульгаторов для разрушения эмульсий, образованных соединением воды и нефти. Классификация ингибиторов коррозии, примеры бактерицидов.
презентация [91,6 K], добавлен 09.04.2014Физико-химические свойства нефти, газа, воды исследуемых месторождений нефти. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения. Снижение себестоимости подготовки 1 т. нефти подбором более дешевого реагента.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 28.03.2017Орогидрография, тектоническое строение и характеристика продуктивных нефтегазоносных горизонтов Лянторского месторождения. Подготовка добываемой газоводонефтяной эмульсии. Техническое описание и монтаж установок обезвоживания и обессоливания нефти.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 13.06.2011Ознакомление с процессом подготовки нефти к переработке. Общие сведения о перегонке и ректификации нефти. Проектирование технологической схемы установки перегонки. Расчет основной нефтеперегонной колонны К-2; определение ее геометрических размеров.
курсовая работа [418,8 K], добавлен 20.05.2015Состав скважинной продукции. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на промысле. Содержание легких фракций в нефти до и после стабилизации. Принципиальные схемы одноступенчатой и двухколонной установок стабилизации нефти, особенности их работы.
презентация [2,5 M], добавлен 26.06.2014Физико-химическая характеристика нефти. Первичные и вторичные процессы переработки нефти, их классификация. Риформинг и гидроочистка нефти. Каталитический крекинг и гидрокрекинг. Коксование и изомеризация нефти. Экстракция ароматики как переработка нефти.
курсовая работа [71,9 K], добавлен 13.06.2012Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и способы ее переработки. Выбор и обоснование технологической схемы атмосферно-вакуумной трубчатой установки (АВТ). Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 07.09.2012