Расчет материального баланса дожимной насосной станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции (ДНС)

1.1 Общее сведения

1.2 Принцип работы ДНС

2. Пример расчета материального баланса дожимной насосной станции (ДНС)

2.2 Материальный баланс второй ступени

2.3 Общий материальный баланс установки

Заключение

Список литературы



Введение

Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключается в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных ее составляющих (нефть и газ), завершающимся получением товарной продукции. Технологический процесс после разделения продукции скважины состоит из нефтяного и газового материальных потоков.

Основными технологическими установками входящими в состав системы сбора и подготовки являются:

-дожимная насосная станция (ДНС);

-дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ);

-установка предварительного сброса воды (УПСВ);

-установка подготовки нефти (УПН), которая входит в состав ЦПС.

Целью курсового проекта является расчет материальных балансов технологической установки ДНС.

дожимной насосный станция материальный



1. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции (ДНС)

1.1 Общее сведения

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до установок предварительного сброса воды (УПСВ) или цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

буферной емкости;

сбора и откачки утечек нефти;

насосного блока;

свечи аварийного сброса газа.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;

сепарации нефти от газа;

поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:

Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.

Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.

Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.

Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 - 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.



1.2 Принцип работы ДНС

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на установку компримирования природного газа (УКПГ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.

Принципиальная схема установки представлена на Рис. 1.1



Рис. 1.1. Принципиальная схема дожимной насосной станции (ДНС)

Оборудование: С-1; С-2 - Нефтегазосепараторы (НГС), ГС - Газосепараторы; Н-1 - центробежный насос.

Потоки: ГВД на УКПГ - газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа

ГНД - газ низкого давления.



2. Пример расчета материального баланса дожимной насосной станции (ДНС)

2.1 Исходные данные для расчета

Годовая производительность установки по сырью - 550000 тонн/год

Обводненность сырой нефти - 49%

Компонентный состав нефти приведен в табл. 2.1.

Таблица 2.1 - Компонентный состав нефти

Компонент	CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-С5H12	С6H14 +	Итого
% мол.	0,36	0,20	22,4	1,7	4,91	1,96	4,47	1,98	2,93	59,08	100,00

2.1 Материальный баланс первой ступени сепарации

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

Р = 0,8 МПа; t = 20 0С.

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

, (2.1)

где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в равновесии с жидким остатком.; - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 0,8 МПа и температуре t = 20 0С).

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

, (2.2)

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

Поскольку , то по уравнению (2.2) получим:

(2.3)

Уравнение (3.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии Gэ - 550000 тонн/год часовая производительность установки составит:

т/ч.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.2.



Таблица 2.2 - Исходные данные для расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ()	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
1	CO2	0,03	44	8,2
2	N2	0,54	28	81,5
3	CH4	22,4	16	19,3
4	С2Н6	1,7	30	3,5
5	С3Н8	4,91	44	1,1
6	изо-С4Н10	1,96	58	0,46
7	н-С4Н10	4,47	58	0,33
8	изо-С5Н12	1,98	72	0,14
9	н-С5Н12	2,93	72	0,11
10	С6Н14+	59,08	86	0,04
		100		-

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

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие:

Подбор величины приводится в табл. 2.3.

Таблица 2.3 - Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 24,5	= 23,75	= 23
CO2	0,001	0,001	0,001
Азот N2	0,026	0,022	0,021
Метан CH4	0,928	0,820	0,775
Этан С2Н6	0,040	0,038	0,037
Пропан С3Н8	0,053	0,053	0,053
Изобутан изо-С4Н10	0,010	0,010	0,010
Н-бутан н-С4Н10	0,017	0,017	0,018
Изопентан изо-С5Н12	0,003	0,003	0,004
Н-пентан н-С5Н12	0,004	0,004	0,004
С6Н14 +	0,029	0,030	0,031
Yi	0,976	1,000	1,025

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 23,75 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 2.4.



Таблица 2.4 - Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z'i), %	Газ из сепаратора	Нефть из сепаратора моли (z'i - N0гi)	Мольный состав нефти из блока сепараторов x'i=( z'i- N0гi).100, % У(z'i- N0гi)
		Молярная концентрация (y'i)	Моли
CO2	0,030	0,001	0,02	0,01	0,01
N2	0,540	0,022	0,52	0,02	0,03
CH4	22,400	0,820	19,14	3,26	4,21
С2Н6	1,700	0,038	0,88	0,82	1,06
С3Н8	4,910	0,053	1,23	3,68	4,75
изо-С4Н10	1,960	0,010	0,24	1,72	2,22
н-С4Н10	4,470	0,017	0,41	4,06	5,25
изо-С5Н12	1,980	0,003	0,08	1,90	2,45
н-С5Н12	2,930	0,004	0,09	2,84	3,66
С6Н14+	59,080	0,030	0,71	59,08	76,35
Итого	100,000	1,000	23,35	77,38	100,00

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.5.

Таблица 2.5 - Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (), %	Массовый состав сырой нефти Mic=.Mi	Массовый состав газа из сепаратора Miг=N0гi. Mi	Массовый состав нефти из сепаратора Miн= Mic- Miг	Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти Riг=100.Miг/ Mic , %
CO2	0,03	1,32	0,94	0,38	71,41
N2	0,54	15,12	14,53	0,59	96,13
CH4	22,40	358,40	306,30	52,10	85,46
С2Н6	1,70	51,00	26,32	24,68	51,60
С3Н8	4,91	216,04	54,22	161,82	25,10
изо-С4Н10	1,96	113,68	13,97	99,71	12,29
н-С4Н10	4,47	259,26	23,68	235,58	9,13
изо-С5Н12	1,98	142,56	5,83	136,73	4,09
н-С5Н12	2,93	210,96	6,84	204,12	3,24
С6Н14+	59,08	5080,88	61,17	5080,88	1,20
Итого	100	Mic=6449,22	Miг =513,81	Miн=5996,57	Rсмг= 7,97

Rсмг= 0,0797 - массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

Mсрг = 513,81 / 23,35 = 22,02

Плотность газа:

кг/м3,

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

кг/м3,

Таблица 2.6 - Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/N0гi	Молекулярная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/N0гi].Mi.100 , % Mсрг	Содержание тяжёлых углеводородов [N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3 Mсрг
CO2	0,0009	44	0,18	~
N2	0,0222	28	2,83	~
CH4	0,8206	16	59,61	~
С2Н6	0,0376	30	5,12	~
С3Н8	0,0528	44	10,55	773,40
изо-С4Н10	0,0103	58	2,72	199,29
н-С4Н10	0,0175	58	4,61	337,78
изо-С5Н12	0,0035	72	1,13	83,17
н-С5Н12	0,0041	72	1,33	97,56
С6Н14+	0,0305	86	11,90	872,42
Итого	1,0000	~	100,00	2363,62

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

Сырая нефть имеет обводненность 49% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет:

Qн = 33,39 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,0797 . 33,39 = 2,66 т/ч.

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

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

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

Qдо сеп = Qпосле сеп;

Qдо сеп = Q = 33,39 т/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 30,73 + 2,66 = 33,39 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 2.7.



Таблица 2.7 - Материальный баланс сепарации первой ступени

	Приход	Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	95,94
в том числе:				в том числе:
нефть	51	33,39	280500	нефть	48,925	30,73	258152
вода	49	32,08	269500	вода	51,075	32,08	269500
				Всего	100	62,82	527652
ИТОГО	100	65,48	550000	Газ	4,06	2,66	22348
				ИТОГО	100	65,48	550000

2.2 Материальный баланс второй ступени

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,4 МПа; t = 200С.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.8.

Таблица 2.8 - Исходные данные для расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ()	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
1	СО2	0,011	44	53,1
2	N2	0,03	28	131,5
3	CH4	4,21	16	58,2
4	С2Н6	1,06	30	9,3
5	С3Н8	4,75	44	2,08
6	изо-С4Н10	2,22	58	0,99
7	н-С4Н10	5,25	58	0,7
8	изо-С5Н12	2,45	72	0,19
9	н-С5Н12	3,66	72	0,14
10	С6Н14+	76,35	86	0,05
		100,00	~	-

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

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие:

Подбор величины приводится в табл. 2.9.

Таблица 2.9 - Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 3,7	= 4,23
СО2	0,002	0,002
Азот N2	0,006	0,005
Метан CH4	0,786	0,716
Этан С2Н6	0,076	0,073
Пропан С3Н8	0,095	0,095
Изобутан изо-С4Н10	0,022	0,022
Н-бутан н-С4Н10	0,037	0,037
Изопентан изо-С5Н12	0,005	0,005
Н-пентан н-С5Н12	0,005	0,005
Гексан и выше С6Н14 +	0,040	0,040
Yi	1,073	1,000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 4,23 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 2.10.

Таблица 2.10 - Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z'i), %	Газ из сепаратора	Нефть из сепаратора моли (z'i - N0гi)	Мольный состав нефти из блока сепараторов x'i=( z'i- N0гi).100, % У(z'i- N0гi)
		Молярная концентрация (y'i)	Моли
СО2	0,01	0,002	0,01	0,00	0,00
N2	0,03	0,005	0,02	0,00	0,00
CH4	4,21	0,716	3,03	1,18	1,23
С2Н6	1,06	0,073	0,31	0,75	0,79
С3Н8	4,75	0,095	0,40	4,35	4,54
изо-С4Н10	2,22	0,022	0,09	2,13	2,22
н-С4Н10	5,25	0,037	0,16	5,09	5,31
изо-С5Н12	2,45	0,005	0,02	2,43	2,54
н-С5Н12	3,66	0,005	0,02	3,64	3,80
С6Н14+	76,35	0,040	0,17	76,35	79,58
Итого	100,00	1,000	N0гi 4,23	95,94	100,00

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.11.



Таблица 2.11 - Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (), %	Массовый состав сырой нефти Mic=.Mi	Массовый состав газа из сепаратора Miг=N0гi. Mi	Массовый состав нефти из сепаратора Miн= Mic- Miг	Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти Riг=100.Miг/ Mic , %
СО2	0,01	0,49	0,34	0,15	70,11
N2	0,03	0,76	0,65	0,11	85,31
CH4	4,21	67,33	48,47	18,86	71,99
С2Н6	1,06	31,90	9,29	22,61	29,12
С3Н8	4,75	209,12	17,60	191,52	8,41
изо-С4Н10	2,22	128,85	5,40	123,46	4,19
н-С4Н10	5,25	304,44	9,13	295,31	3,00
изо-С5Н12	2,45	176,70	1,47	175,23	0,83
н-С5Н12	3,66	263,79	1,62	262,17	0,61
С6Н14+	76,35	6566,07	14,47	6566,07	0,22
Итого	100,00	Mic=7749,43	Miг =108,43	Miн=7655,47	Rсмг= 1,40

Rсмг=0,0140- массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

Mсрг = 108,43 / 4,23 = 25,63

Плотность газа:

кг/м3,

Плотность газа при н.у:

кг/м3

Таблица 2.12 - Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/N0гi	Молекулярная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/N0гi].Mi.100 , % Mсрг	Содержание тяжёлых углеводородов [N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3 Mсрг
СО2	0,00	44	0,20	~
N2	0,01	28	1,35	~
CH4	0,75	16	52,06	~
С2Н6	0,07	30	9,33	~
С3Н8	0,10	44	18,90	253,77
изо-С4Н10	0,02	58	5,57	74,77
н-С4Н10	0,04	58	9,39	126,12
изо-С5Н12	0,00	72	1,53	20,54
н-С5Н12	0,01	72	1,68	22,56
С6Н14+	-	195,37	-
Итого	1,00	~	100,00	497,76

Составим материальный баланс блока без сбора воды:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,0140 . 30,73 = 0,43 т/ч.

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

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

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

Данные по расчету блока сепарации второй ступени сводим в табл. 2.13.



Таблица 2.13 - Материальный баланс второй ступени сепарации

	Приход	Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	99,32
в том числе:				в том числе:
нефть	48,92	30,73	258152,4	нефть	48,57	30,30	254540,4
вода	51,08	32,08	269500	вода	51,43	32,08	269500,0
				Всего	100	62,39	524040,4
ИТОГО	100,00	62,82	527652,4	Газ	0,68	0,43	3612,0
				ИТОГО	100,00	62,82	527652,4

2.3 Общий материальный баланс установки

На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 2.14.

Таблица 2.14 - Общий материальный баланс установки

		Приход				Расход
	% масс	кг/ч	т/г		% масс	кг/ч	т/г
Эмульсия				Подготовленная
в том числе:				нефть
нефть	51	33,39	280500	в том числе:
вода	49	32,08	269500	нефть	46,28	30,30	254540
				вода	49,00	32,08	269500
				Газ	4,72	3,09	25960
Итого	100	65,48	550000	Итого	100,00	65,48	550000



Заключение

В ходе работы курсового проекта был произведен расчет материального баланса дожимной насосной станции (ДНС), в результате расчета приходи и расхода 1-ой ступени сепарации составил:

	Приход	Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	95,94
в том числе:				в том числе:
нефть	51	33,39	280500	нефть	48,925	30,73	258152
вода	49	32,08	269500	вода	51,075	32,08	269500
				Всего	100	62,82	527652
ИТОГО	100	65,48	550000	Газ	4,06	2,66	22348
				ИТОГО	100	65,48	550000

Результат расчета прихода и расхода 2-ой ступени сепарации составил:

	Приход	Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	99,32
в том числе:				в том числе:
нефть	48,92	30,73	258152,4	нефть	48,57	30,30	254540,4
вода	51,08	32,08	269500	вода	51,43	32,08	269500,0
				Всего	100	62,39	524040,4
ИТОГО	100,00	62,82	527652,4	Газ	0,68	0,43	3612,0
				ИТОГО	100,00	62,82	527652,4

На основе материальных балансов отдельных стадий получен общий материальный баланс установки

		Приход				Расход
	% масс	кг/ч	т/г		% масс	кг/ч	т/г
Эмульсия				Подготовленная
в том числе:				нефть
нефть	51	33,39	280500	в том числе:
вода	49	32,08	269500	нефть	46,28	30,30	254540
				вода	49,00	32,08	269500
				Газ	4,72	3,09	25960
Итого	100	65,48	550000	Итого	100,00	65,48	550000

Объем продукции на входе (подготовленная нефть) и на выходе (товарная нефть) дожимной насосной станции (ДНС) имеет равные значения составляет 1,3 млн.т/г. , это подтверждает правильность расчета материального баланса.



Список литературы

1. Сбор ,подготовка и хранение нефти и газа. Технологии т оборудование: учебное пособие / Р.С. Сулейманов, А.Р. Хафизов , В.В. Шайдаков и др. - Уфа: «Нефтегазовое дело», 2007-450с.ж

2. Лутошкин Г.С., Сборник задач по сбору и подготовки нефти, газа и воды на промыслах: учебное пособие для вузов. Г.С. Лутошкин и И.И. Дунюшкин- М; Недра 1985-135с.

3. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтегазоразработки , справочник. Г.Г. Рабинович, П.М. Рябых, П.А. Хохряков и др.; Под.ред. Е.Н. Судака. 3 изд., перераб. и доп. - М.; Химия, 1979 - 568с.

4. Лутошкин Г.С., Сбор и подготовка нефти газа и воды. М.; «Недра», 1974 - 184с.

Размещено на Allbest.ru