Технологический расчет и подбор стандартного оборудования для установок системы сбора и подготовки скважинной продукции (864752), страница 10
Текст из файла (страница 10)
ПРИМЕР РАСЧЕТА МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСАУСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ (УПН)Годовая мощность установки по сырью 1,5 млн. т/год.Годовая продолжительность работы установки 350 дней (8400 ч).Обводненность сырой нефти 25 % масс.Содержание воды в товарной нефти - 0,2 % масс. (I группа).Содержание нефти в подтоварной воде – 0,1 % масс.Плотность товарной нефти при 200С – 850,5 кг/м3Плотность пластовой воды при 200С – 1005 кг/м3Кинематическая вязкость товарной нефти:При 200С – 12.3 мм2/c ; При 500С – 5,3 мм2/cХимический состав нефти приведен в табл.
2.1.Компонент%мол.Таблица 2.1. - Химический состав нефтиСО2N2CH4C2H6C3H8iC4H10нC4H10iC5H12нС5H12ОстатокИтого0,030,5422,41,74,911,964,471,982,9359,08100,002.1. Материальный баланс первой ступени сепарацииТехнологиейподготовкинефтипредусмотрено,чтотермодинамические параметры работы рассматриваемого блокасоответствует абсолютному давлению и температуре, равныхсоответственно:Р = 0,8 МПа; t = 300С.Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольшихдавлениях (0,4-0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностьюможно производить по закону Рауля-Дальтона:y 'i = K i x 'i,(2.1)'iгде y - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе,'находящегося в равновесии с жидким остатком.; хi - мольная доля этогоже компонента в жидком остатке; К i - константа фазового равновесия i-гокомпонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае придавлении Р = 0,8 МПа и температуре t = 300С).Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой(паровой) фазы используется уравнение:z i' K iу =1 + (K i − 1)N / ,'i54(2.2)''где z i - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии; N - мольнаядоля отгона.nПоскольку∑yi =1'i=1, то получим:z i' K i=1∑/i =1 1 + (K i − 1)Nn(2.3)определенияУравнениеиспользуетсядляметодомпоследовательного'приближения мольной доли отгона N , при заданных составе исходной'смеси z i , давлении и температуре сепарации.При расходе нефтяной эмульсии Gэ - 1,5 млн.
тонн/год, часоваяпроизводительность установки составит:G1,5 ⋅10 6П= э == 178,5784008400т/ч.Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константыфазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл.2.2.КомпонентсмесиCO2N2CH4С2Н6С3Н8изо-С4Н10н-С4Н10изо-С5Н12н-С5Н12С6Н14+∑Таблица 2.2. - Исходные данные для расчетаМольная доляМолекулярная массакомпонента в нефтикомпонента (Mi),'zкг/кмоль( i)0,03440,542822,4161,7304,91441,96584,47581,98722,937259,08200'∼∑ z i = 100Составляем уравнения мольных концентрацийкомпонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти.0,03 ⋅ 37,7у1' == 0,001100 + (37,7 − 1) ⋅ 25,5555дляКi37,770,532,355,731,350,650,470,130,100,031∼каждого0,54 ⋅ 70,5= 0,020100 + (70,5 − 1) ⋅ 25,5522,4 ⋅ 32,35у3' == 0,804100 + (32,35 − 1) ⋅ 25,551,7 ⋅ 5,73у 4' == 0,044100 + (5,73 − 1) ⋅ 25,554,91 ⋅ 1,35у5' == 0,061100 + (1,35 − 1) ⋅ 25,551,96 ⋅ 0,65у6' == 0,014100 + (0,65 − 1) ⋅ 25,554,47 ⋅ 0,47у7' == 0,024100 + (0,47 − 1) ⋅ 25,551,98 ⋅ 0,13у8' == 0,003100 + (0,13 − 1) ⋅ 25,552,93 ⋅ 0,10у9' == 0,004100 + (0,10 − 1) ⋅ 25,5559,08 ⋅ 0,031'у10== 0,024100 + (0,031 − 1) ⋅ 25,55у 2' =Путём подбора определим такую величину N , при которойвыполнится условие уравнения 2.3.'Подбор величины N приводится в табл.
2.3.Таблица 2.3. – Определение мольной доли отгона NN ' = 25N ' = 25,55N ' = 26Компонент смесиCO20,0010,0010,001Азот N20,0210,0200,020Метан CH40,8200,8040,792Этан С2Н60,0450,0440,044Пропан С3Н80,0610,0610,061Изобутан изо-С4Н100,0140,0140,014Н-бутан н-С4Н100,0240,0240,024Изопентан изо-С5Н120,0030,0030,003Н-пентан н-С5Н120,0040,0050,004С6Н14 +0,0240,0240,0241,0171,0000,987∑Yi'Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессесепарации выделяется 25,55 молей газа.560,0010,0200,8040,0440,0610,0140,0240,0030,0040,0241,0000,0280,51920,5491,1271,1550,3570,6210,0850,0970,62225,559Мольный составнефтииз блока сепараторовx’i=( z’i- N0гi).100, %Σ(z’i- N0гi)0,030,5422,41,74,911,964,471,982,9359,08100,000МолиN = N / ⋅ y i/г0iНефть из сепараторамоли (z’i - N0гi)Молярный составсырой нефти (z’i), %CO2N2CH4С2Н6С3Н8изо-С4Н10н-С4Н10изо-С5Н12н-С5Н12С6Н14+ИтогоГаз из сепаратораМолярнаяконцентрация (y’i)КомпонентсмесиСоставим материальный баланс сепарации в молях на 100 молейсырой нефти.
Расчёт приведён в табл. 2.4.Таблица 2.4. - Мольный баланс процесса сепарации первой ступени0,0020,0211,8510,5733,3551,6033,8491,8952,83358,45874,4410,030,0292,4860,7704,5082,1535,1712,5463,80578,529100,00Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.5.КомпонентсмесиМолярный составсыройнефти(zi), %Массовый cостав сыройнефти Mic= zi.MiМассовый состав газа изсепаратора Miг=N0гi.
MiМассовый состав нефтииз сепаратораMiн= Mic- MiгМасса выделившегосягаза, относительно сыройнефтигRi =100.Miг/ Mic,%Таблица 2.5 - Массовый баланс процесса сепарации первой ступениCO2N2CH4С2Н6С3Н8изо-С4Н10н-С4Н10изо-С5Н12н-С5Н12С6Н14+Итого0,030,5422,41,74,911,964,471,982,9359,08100,001,32015,120358,40051,000216,040113,680259,260142,560210,96011816,00013184,3401,22514,520328,78533,80868,40120,73336,0096,0897,000124,383640,9530,0950,60029,61517,192147,63992,947223,251136,471203,96011691,61712543,38792,82596,03191,73766,29031,66118,23813,8894,2713,3181,053Rсмг = 4,86157Rсмг = 0,04861 – массовая доля отгона.Средняя молекулярная масса газа:Mсрг=∑ Miг/ ∑N0гiMсрг = 640,953 / 25,559 = 25,077Плотность газа:М срг25,077нуρг === 1,1195кг / м322,422,4ρ гр. у. =М СР Т 0 ⋅ Р 25,077 ⋅ 273 ⋅ 0,8⋅== 8,06922,4 Т ⋅ Р022,4 ⋅ 303 ⋅ 0,1кг/м3,Содержание тяжёлыхуглеводородов[N0гi/∑N0гi].Mi.ρср.103, г/м3MсргМассовый состав[N0гi/∑N0гi].Mi.100 , %MсргМолекулярная масса(Mi)Молярнаяконцентрация N0гi/∑N0гiКомпонентсмесиТаблица 2.6 - Характеристика газа, выделяющегося в сепаратореCO20,001440,19~N20,020282,27~CH40,8041651,30~С2Н60,044305,27~С3Н80,0614410,67861,117изо-С4Н100,014583,23261,020н-С4Н100,024585,62453,333изо-С5Н120,003720,9576,650н-С5Н120,004721,0988,120С6Н14+0,02420019,411565,896Итого1~100,003306,135В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ.Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации сучётом обводненности нефти.Сырая нефть имеет обводненность 25 % масс.Производительность общего потока Q сырого продукта составляет178,57т/ч.Количество безводной нефти в этом потоке составляет:Qн = 0,75.Q = 0,75.
178,57= 133,93 т/ч.Газ будет отделяться от нефти с производительностью:Qг = Rсмг .Qн58Qг = 0,04861. 133,93 = 6,51 т /ч.Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, спроизводительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп,соответственно:Qнсеп = Qн - Qг = 133,93 – 6,51 = 127,42 т/ч,Qсеп = Qнсеп+ Qн . 0,25 = 127,42 + 44,64= 172,06 т/ч.Правильность расчёта материального баланса определитсявыполнением условия:∑Qдо сеп = ∑Qпосле сеп;∑Qдо сеп = Q = 178,57 т/ч;∑Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;Qсеп+ Qг = 172,06 + 6,51 = 178,57 т/ч.Условие выполняется.Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим втаблицу 2.7.Таблица.2.7. - Материальный баланс сепарации первой ступениПриход%масст/чРасход%масст/гЭмульсия,в томчисле:нефтьвода7525133,9344,641125000375000Итого100178,571500000Эмульсия,в томчисле:96,35нефтьводаВсегоГазИтого74,0525,951003,65100,0т/чт/г127,4244,64172,066,51178,57107030837500014453085469215000002.2 Блок отстояОтстой используется в случае высокообводнённой эмульсии, а такжев целях упрощения последующих процессов подготовки нефти, улучшенияих параметров и технико-экономических показателей.Процесс обезвоживания может протекать без нагрева эмульсии, либос незначительным её подогревом.Поток сырой нефти производительностью Qсеп входит в блок отстояс содержанием нефти и воды по массе, соответственно (из таб.
2.7):Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)Rнсеп = 100 . 127,42 / 172,06 = 74,05 %.Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 – 74,05 = 25,95 %.59На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, вчастности:- некондиционная нефть: вода – 5%; нефть – 95% (по условиям работыэлектродегидратора);- пластовая вода: нефть – 0,1%; вода – 99,9%.Обозначим: Qнот =Н – количество некондиционной нефти из блокаотстоя, т/ч; Qвот = В – количество подтоварной воды из блока отстоя, т/ч.Тогда составим систему уравнений:сеп .Q Rнсеп = 0,95 .
Н + 0,001 . ВQсеп . Rвсеп = 0,05. Н + 0,999 . ВРешая эту систему, выражаем одно неизвестное в одном уравнении иподставляем его в другое получаем:Q сеп ⋅ Rнсеп − 0,001 ⋅ BH=0,95Qсеп⋅RсепВ Q сеп ⋅ R сепн − 0,001 ⋅ B + 0,999 ⋅ B= 0,05 ⋅ 0,95В=0,05 сеп сеп⋅ Q ⋅ RН0,950,05 ⋅ 0,0010,999 −0,95Q сеп ⋅ RВсеп −0,05⋅127,420,95В== 37,98т / ч0,9989127,42 − 0,001 ⋅ 37,98Н== 134,09т / ч0,9544,64 −Таким образом, количество некондиционной нефти и количествопластовой воды после блока отстоя, соответственно равны:Qнот = 134,09т/ч, в том числе:- нефть – 0,95.Qнот= 0,95.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
