Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья
Принципиальная схема дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды. Принцип работы групповых замерных установок. Расчет разгазирования в сепараторах. Составление материальных балансов отдельных стадий получения товарной нефти.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 01.05.2016 |
| Размер файла | 170,3 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.
Размещено на http://allbest.ru
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.
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. разгазирование сепаратор нефть насосный
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)
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 3.1.
Компонентный состав нефти
|
Компо-нент |
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 в том числе: |
Эмульсия в том числе: |
95,94 |
||||||
|
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
Подобные документы
Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции. Принцип работы ДНС с установкой предварительного сброса воды. Отстойники для нефтяных эмульсий. Материальный баланс ступеней сепарации. Расчет материального баланса сброса воды.
курсовая работа [482,1 K], добавлен 11.12.2011Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды. Принцип работы установки подготовки нефти "Хитер-Тритер". Материальный баланс ступеней сепарации и общий материальный баланс установки.
курсовая работа [660,9 K], добавлен 12.12.2011Характеристика оборудования для добычи и замера дебита нефти, газа, воды и капитального ремонта скважин. Конструкции установок штангового глубинного насоса. Схема и принцип работы автоматических групповых замерных установок. Дожимная насосная станция.
реферат [852,0 K], добавлен 11.11.2015Технологические установки, входящие в состав системы сбора и подготовки продукции нефтяной скважины. Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброса воды (УПСВ). Общий материальный баланс УПСВ, расчет его показателей.
курсовая работа [390,0 K], добавлен 04.08.2015Состав 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 26.06.2014Назначение и технологическая схема установки предварительного сброса воды (УПСВ). Функции и структура автоматизированной системы управления УПСВ, разработка ее уровней и выбор оборудования. Расчет надежности и технико-экономической эффективности системы.
дипломная работа [2,1 M], добавлен 29.09.2013Расчет материальных балансов по процессам и расхода топлива по установкам, объема переработки сырья и мощности установок. Составление сводного баланса по условному предприятию продуктов. Определение товарной продукции завода в денежном выражении.
лабораторная работа [16,8 K], добавлен 08.04.2015Поточная схема завода по переработке нефти Ekofisk. Характеристика нефти и нефтепродуктов. Материальные балансы отдельных процессов и завода в целом, программа для их расчета. Технологический расчет установки. Доля отгона сырья на входе в колонну.
курсовая работа [384,9 K], добавлен 09.06.2013Разработка поточной схемы завода по переработке нефти. Физико-химическая характеристика сырья. Шифр танатарской нефти согласно технологической классификации. Характеристика бензиновых фракций. Принципы расчета материальных балансов, разработка программы.
курсовая работа [290,6 K], добавлен 09.06.2014Общая характеристика нефти, определение потенциального содержания нефтепродуктов. Выбор и обоснование одного из вариантов переработки нефти, расчет материальных балансов технологических установок и товарного баланса нефтеперерабатывающего завода.
курсовая работа [125,9 K], добавлен 12.05.2011
