Технологический расчет и подбор стандартного оборудования для установок системы сбора и подготовки скважинной продукции (864752), страница 11
Текст из файла (страница 11)
134,09 = 127,39 т/ч;- вода – 0,05.Qнот= 0,05. 134,09= 6,70 т/ч.Qвот = 37,98т/ч, в том числе:- вода 0,999.Qвот = 0,999. 37,98= 37,94 т/ч;- нефть – 0,001.Qвот = 0,001. 37,98= 0,04 т/ч.Правильность расчёта материального баланса блока отстояопределяется выполнением условия:∑Qсеп = ∑Qiот∑Qсеп= Qсеп = 172,06 т/ч;60∑Qiот= Qнот + QвотQнот + Qвот = 134,09 + 37,98= 172,06 т/ч.Условие выполняется.Данные по расчету блока отстоя заносим в таблицу 2.8.Определяем процентный выход потоков в расходнойматериального баланса:части134,09⋅100 0 0 = 77,93 0 0172,07- некондеционной нефти –;37,98⋅100 0 0 = 22,07 0 0172,07- подтоварной воды -Таблица 2.8. - Материальный баланс блока отстояПриход%т/чмассНекондиционная нефть,в том числе:нефтьводаЭмульсия,в томчисле:нефтьводаИтогот/г74,0525,95100,0127,4244,64172,06ВсегоПодтоварная1070308вода,375000 в том числе:воданефтьВсегоИтого1445308Расход%т/чмасс77,93т/г95510022,07127,396,70134,09106998999,90,110037,940,0437,98318684,8319,0038100172,07144530856315,231126305319003,82.3.
Блок электродегидраторовВ блок электродегидраторов поступает некондиционная нефть изблока отстоя в количестве:Qнот = 134,09 т/ч, в том числе:- нефть – 0,95.Qнот= 0,95. 134,09 = 127,39 т/ч;- вода – 0,05.Qнот= 0,05. 134,09 = 6,70 т/ч.После процесса обессоливания и окончательного обезвоживаниясостав потока на выходе из блока электродегидраторов долженсоответствовать согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002 :товарная нефть: вода – 0,2 %; нефть – 99,8 %;пластовая вода: нефть – 0,1 %; вода – 99,9 %.61Принимаем: Qндег = Н – количество товарной нефти из блокаэлектродегидраторов, т/ч; Qвдег = В – количество подтоварной воды изблока электродегидраторов, т/ч.Составим систему уравнений:0,95 Qнот = 0,998.Н + 0,001.В0,05.Qнот = 0,999.В + 0,002.НРешая эту систему, получаем:.0,95 ⋅ Rнсеп − 0,001 ⋅ BH=0,9980,05 ⋅ RсепВ 0,95 ⋅ R сепн − 0,001 ⋅ B + 0,999 ⋅ B= 0,002 ⋅ 0.998В=0,002⋅ 0,95 ⋅ RНсеп0,9980,002 ⋅ 0,0010,999 −0,9980,05 ⋅ RВсеп −0,002⋅127,390,998В== 6,45т / ч0,9989127,39 − 0,001 ⋅ 6,45= 127,64т / чН=0,9986,7 −Таким образом, получили следующее массовое распределениепотоков на выходе из блока электродегидраторов:товарная нефть: Qндег = 127,64 т/ч, в том числе:- нефть – 0,998.Qндег = 0,998.
127,64 = 127,38 т/ч- вода – 0,002.Qндег = 0,002. 127,64 = 0,26 т/ч.пластовая вода: Qвдег = 6,45 т/ч, в том числе:- вода – 0,995.Qвдег = 0,999. 6,45 = 6,44 кг/ч;- нефть – 0,005.Qвдег = 0,001. 6,45 = 0,01 т/ч.Расчёт материального баланса электродегидраторов выполненправильно при соблюдении равенства:∑Qiдо дег = ∑Qiпосле дег∑Qiдо дег=Qнот= 134,09 кг/ч;∑Qiпосле дег=Qндег+QвдегQндег+Qвдег = 127,64 + 6,45 = 134,09 кг/ч.Равенство соблюдается.Данные заносим в таблицу 2.9.62Определяем процентныйматериального баланса:выходпотоков в расходнойчасти127,64⋅100 0 0 = 95,19 0 0134,09- товарной нефти –;6,45⋅100 0 0 = 4,81 0 0134,09- подтоварной воды -Таблица 2.9.
- Материальный баланс блока электродегидраторовПриход%т/чмассРасходт/гНеконденсированнаянефть, втом числе:нефтьвода955127,386,70106998956315,23Итого100134,081126305Товарнаянефть, втом числе:нефтьводаВсегоПластоваявода, в томчисле:воданефтьВсегоИтого%масст/чт/г99,80,21004,81127,380,26127,6410697172143,722107186199,90,11001006,440,016,45134,0854171,51272,218654443,73112630595,192.4. Материальный баланс второй ступени сепарацииТермодинамические параметры работы рассматриваемого блокаравны:Р = 1 МПа; t = 400С.Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константыфазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл.2.10.Таблица 2.10.
- Исходные данные для расчета№п/пКомпонентсмеси12345678СО2N2CH4С2Н6С3Н8изо-С4Н10н-С4Н10изо-С5Н12Мольная долякомпонента в нефти'( zi )Молекулярная массакомпонента (Mi),кг/кмольКi0,0030,0292,4860,7704,5082,1535,1712,5464428163044585872418,4601,6285,852,6813,626,74,91,49263910н-С5Н12С6Н14+∑3,80578,529100,0072200~1,1410,368-Составляем уравнения мольных концентраций для каждогокомпонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти.0,13 ⋅ 87у1' == 0,000100 + (87 − 1) ⋅ 22,250,01 ⋅ 718у 2' == 0,002100 + (718 − 1) ⋅ 22,251,89 ⋅ 190у3' == 0,141100 + (190 − 1) ⋅ 22,251,60 ⋅ 40у 4' == 0,041100 + (40 − 1) ⋅ 22,256,65 ⋅ 12,5у5' == 0,192100 + (12,5 − 1) ⋅ 22,251,82 ⋅ 5у6' == 0,072100 + (5 − 1) ⋅ 22,256,85 ⋅ 3,3у7' == 0,151100 + (3,3 − 1) ⋅ 22,252,73 ⋅ 1,4= 0,035у8' =100 + (1,4 − 1) ⋅ 22,254,84 ⋅ 1,15= 0,042у9' =100 + (1,15 − 1) ⋅ 22,2573,47 ⋅ 0,38'= 0,325у10=100 + (0,38 − 1) ⋅ 22,25'Путём подбора определим такую величину N , при которойвыполнится условие:n∑yi =1'i=1Подбор величины N приводится в табл.
2.11.Таблица 2.11. - Определение мольной доли отгона NN ' = 22,25N ' = 17,4Компонент смеси'СО2Азот N2Метан CH4Этан С2Н6Пропан С3Н80,0000,0010,1100,0320,161640,0000,0020,1410,0410,192Изобутан изо-С4Н10Н-бутан н-С4Н10Изопентан изо-С5Н12Н-пентан н-С5Н12Гексан и выше С6Н14 +∑Yi0,0640,1360,0340,0420,3360,9170,0720,1510,0350,0420,3251,000Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессесепарации выделяется 22,25 молей газа. Составим материальный баланссепарации в молях на 100 молей сырой нефти.
Расчёт приведён в табл.2.12.Мольный составнефтииз блока сепараторовx’i=( z’i- N0гi).100, %Σ(z’i- N0гi)ИтогоНефть из сепараторамоли (z’i - N0гi)СО2N2CH4С2Н6С3Н8изоС4Н10н-С4Н10изоС5Н12н-С5Н12С6Н14+0,0030,0292,4860,7704,5080,0020,0020,1410,0410,1920,030,032,450,713,34-0,030,000,040,061,17-0,030,000,050,081,412,1535,1710,0720,1511,262,630,892,541,083,082,5463,80578,5290,0350,0420,3251,943,0772,882,353,7288,27100,001,0000,610,745,65∑N0гi≈17,43Газ из сепаратораМолярнаяконцентрация (y’i)Молярный составсырой нефти (z’i), %КомпонентсмесиТаблица 2.12.
- Мольный баланс процесса сепарации второй ступениМолиг0iN = N / ⋅ y i/82,57100,00Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён втабл. 2.13.65Молярный составсырой нефти (z’i),%Массовый составсырой нефти Mic=z’i.MiМассовый составгаза из сепаратораMiг=N0гi. MiМассовый составнефти изсепаратораMiн= Mic- MiгМассавыделившегосягаза, относительносырой нефтиRiг=100.Miг/ Mic , %КомпонентсмесиТаблица 2.13. - Массовый баланс процесса сепарации второй ступени0,0030,0292,4860,7704,5080,1270,80639,78323,095198,3301,2570,80039,13321,186147,070-1,1300,0060,6501,90951,260987,99699,21798,36691,73474,1542,1535,171124,859299,90373,080152,32851,779147,57558,53050,7922,5463,80578,529183,328273,98915705,881139,488220,89614575,945∑Miн=23,91419,3787,194∑Mic=43,84053,0941129,936∑ Mi г =16850,1031661,72415188,379СО2N2CH4С2Н6С3Н8изоС4Н10н-С4Н10изоС5Н12н-С5Н12С6Н14+Итого100,00Rсмг=0,09862 – массовая доля отгона.Средняя молекулярная масса газа:Mсрг=∑ Miг/ ∑N0гiMсрг = 1325,89 / 22,25 = 95,32Плотность газа:ρ СР =Rсмг= 9,862М СР Т 0 ⋅ Р 95,32 ⋅ 273 ⋅ 0.105⋅== 3,7122,4 Т ⋅ Р022,4 ⋅ 313 ⋅ 0,1кг/м3,Плотность газа при н.у:ρ СР =М СР= 4,2622,4кг/м366Молекулярная масса(Mi)Массовый состав[N0гi/∑N0гi].Mi.100 , %MсргСодержание тяжёлыхуглеводородовг[N0 i/∑N0гi].Mi.ρср.103, г/м3MсргСО2N2CH4С2Н6С3Н8изоС4Н10н-С4Н10изоС5Н12н-С5Н12С6Н14+ИтогоМолярная концентрацияN0гi/∑N0гiКомпонентсмесиТаблица 2.14.
- Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе0,0020,0020,1400,0410,19244281630440,080,052,351,278,85~~~~328,470,0720,151584,409,17163,22340,2158720,0352,6497,910,042723,20118,580,32420068,002523,641,000~100,003711,35В блоке второй ступени сепарации от обезвоженной нефтиотделяется остаточный газ низкого давления.Qн = 127,38 т/ч.Газ будет отделяться от нефти с производительностью:Qг = Rсмг .QнQг = 0,09862 . 127,38 = 12,56 т/ч.Qнсеп = Qн - Qг = 127,38 – 12,56 = 114,82 т/ч,Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 114,82 + 0,26 = 115,08 т/ч.Правильность расчёта материального баланса определитсявыполнением условия:∑Qдо сеп = ∑Qпосле сеп;∑Qдо сеп = Q = 127,38т/ч;∑Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;Qсеп+ Qг = 115,08 + 12,56 = 127,64 т/ч.Условие выполняется.Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл.2.15.Определяем процентный выход потоков в расходной частиматериального баланса:67115,08⋅100 0 0 = 90,16 0 0127,64- товарной нефти –;12,56⋅100 0 0 = 9,84 0 0- газ второй ступени - 127,64Таблица 2.15.
- Материальный баланс сепарации второй ступениПриход%масст/чРасходт/г%массТоварнаянефтьв томчисле:Товарнаянефть, втом числе:нефтьводаИТОГО99,80,2127,380,2610697172143,722100127,641071861т/чт/г90,16нефть99,78114,82вода0,220,26Всего100,00115,08Газ9,8412,56ИТОГО100127,64964223,82143,722966367,5105493,410718612.5. Общий материальный баланс установкиНа основе материальных балансов отдельных стадий составляемобщийматериальныйбалансустановкиподготовкинефти,представленный в табл. 2.16.Определяем процентный выход потоков в расходной частиматериального баланса:115,08⋅100 0 0 = 64,44 0 0- товарной нефти – 178,58;19,07⋅100 0 0 = 10,68 0 0- газ первой и второй ступени - 178,5844,43⋅100 0 0 = 24,88 0 0- подтоварной воды со стадии отстаивания и ЭДГ - 178,58682.16.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
