производительность нефтегазового сепаратора на установке ДНС УПСВ

MiМассовый состав газа из сепаратораMiг=N0гi.MiМассовый состав нефти из сепаратораMiн=Mic- MiгМасса выделившегося газа, относительно сырой нефтиRiг=100.Miг/ Mic , %CO20,114,844,3650,47590,196N20,9326,0424,6081,43294,500CH423,37373,92331,83042,09088,744С2Н60,8425,214,69210,50858,303С3Н80,8738,289,47628,80424,756i-С4Н100,9353,947,37646,56413,675н-С4Н101,82105,5610,69394,86710,130i-С5Н121,41101,523,29298,2283,242н-С5Н122,09150,483,580146,9002,379С6Н14+67,635816,1843,9605772,2200,756Итого100Mic=6695,96Miг =453,873Miн=6242,087Rсмг=6,778Плотностьгазаприн.у:кг/м3,Rсмг=0,06778 – массоваядоляотгона.Таблица 2.6.Характеристика газа, выделяющегося в сепаратореКомпонентсмесиМолярная концентрация N0гi/N0гiМолекулярная масса(Mi)Массовый состав[N0гi/N0гi].Mi.100 , %MсргСодержание тяжёлых углеводородов[N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3MсргCO20,000440,004~N20,000280,007~CH40,009160,558~С2Н60,009301,057~С3Н80,049448,235273,416изо-С4Н100,009582,04667,932н-С4Н100,0485810,664354,043изо-С5Н120,020725,572184,998н-С5Н120,0507213,785457,661С6Н14+0,80586264,8808794,003Итого1,000~306,80710132,053В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ. Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учётом обводненности нефти.Сырая нефть имеет обводненность55% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет:Qн= Gчас.(100 – 55)/100 Qн= 345,238.(100 – 55)/100 =155,357 т/ч.Газ будет отделяться от нефти с производительностью:Qг = Rсмг.QнQг = 0,06778.155,357= 10,53т/ч.Qнсеп = Qн - Qг Qнсеп = 155,357 – 10,53 = 144,83 т/ч,Qсеп= Qнсеп+Q н2ОQсеп= 144,83 + 345,238.55/100 = 144,83 + 189,88 = 334,71 т/ч.Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:Qдо сеп = Qпосле сеп;Qдо сеп = Q = 345,238 т/ч; Qпосле сеп = Qсеп+Qг;Qсеп+Qг = 144,83 + 10,53 = 155,357 т/ч.Условиевыполняется.Данныепорасчетублокасепарациипервойступенисводим в табл. 2.7.Таблица 2.7.Материальный баланс сепарации первой ступениПриходРасход%масст/чт/г%масст/чт/гЭмульсия   Эмульсия96,95  в том числе:   в том числе:   нефть45155,3571305000нефть43,27144,831216542,75вода55189,8811595000вода56,73189,881594999,56    Всего100,00334,712811542,31ИТОГО100345,2382899999,2Газ3,0510,5388456,89ИТОГО100,00345,242899999,20Рассчитаем невязку материального баланса:Погрешность при расчете баланса минимальна и составила 24 т/г, что значительно меньше 1%, что вызвано погрешностью при округлении.2.3 Материальный баланс второй ступени сепарацииТермодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:Р = 0,5 МПа; t = 300С.Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) (определяются для данных условий из справочных таблиц) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.9.Таблица 2.9.Исходные данные для расчета№ п/пКомпонент смесиМольная доля компонента в нефти ()Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмольКi1СО20,0144460,32N20,06728112,83CH43,4321651,764С2Н60,457309,175С3Н80,854442,166изо-С4Н101,047581,047н-С4Н102,134580,758изо-С5Н121,780720,229н-С5Н122,661720,1610С6Н14+87,555860,049100,000~-Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие:Поскольку , то по уравнению (2.21) получим:Подбор величины приводится в табл. 2.10.Таблица 2.10.Определение мольной доли отгона NКомпонент смеси= 2= 2,185СО20,0040,004Азот N20,0230,022Метан CH40,8810,842Этан С2Н60,0360,036Пропан С3Н80,0180,018Изобутан изо-С4Н100,0110,011Н-бутан н-С4Н100,0160,016Изопентан изо-С5Н120,0040,004Н-пентан н-С5Н120,0040,004Гексан и выше С6Н14 +0,0440,044Yi1,0421,000Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 2,185 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 2.11.Таблица 2.11.Мольный баланс процесса сепарации второй ступениКомпонентсмесиМолярный составсырой нефти (z’i), %Газ из сепаратораНефть из сепараторамоли (z’i- N0гi)Мольный состав нефтииз блока сепараторовx’i=( z’i- N0гi).100, %Σ(z’i- N0гi)Молярнаяконцентрация (y’i)Моли СО20,0140,0040,0080,0060,006N20,0670,0220,0480,0190,019CH43,4320,8421,8401,5911,627С2Н60,4570,0360,0780,3790,388С3Н80,8540,0180,0390,8150,833изо-С4Н101,0470,0110,0241,0231,046н-С4Н102,1340,0160,0352,0982,145изо-С5Н121,7800,0040,0091,7711,811н-С5Н122,6610,0040,0092,6522,711С6Н14+87,5550,0440,09687,45989,413Итого1001,0002,18697,814100,000Баланспомассена 100 молейсыройнефтиприведён в табл. 2.12.Средняямолекулярнаямассагаза:Mсрг=Miг/ N0гiMсрг= 48,154 / 2,186= 22,028 г/мольПлотностьгаза: кг/м3,Плотностьгазаприн.у:кг/м3Таблица2.12.Массовый баланс процесса сепарации второй ступениКомпонентсмесиМолярный состав сырой нефти (zi), %Массовый состав сырой нефти Mic=zi.MiМассовый состав газа из сепаратораMiг=N0гi.MiМассовый состав нефти из сепаратораMiн=Mic- MiгМасса выделившегося газа, относительно сырой нефтиRiг=100.Miг/ Mic , %СО20,014070,6190,3550,26457,392N20,066731,8681,3380,53171,589CH43,4315654,90529,44125,46453,623С2Н60,456913,7072,33011,37717,001С3Н80,8539437,5731,72935,8444,603изо-С4Н101,0472660,7411,37959,3622,270н-С4Н102,13365123,7522,039121,7131,648изо-С5Н121,77967128,1360,627127,5100,489н-С5Н122,66149191,6270,682190,9450,356С6Н14+87,55477529,7078,2337521,4740,109Итого100Mic=8142,636Miг=48,154Miн=8094,482Rсмг=0,591Rсмг=0,00591 – массоваядоляотгона.Таблица 2.13.Характеристика газа, выделяющегося в сепаратореКомпонентсмесиМолярная концентрация N0гi/N0гiМолекулярная масса(Mi)Массовый состав[N0гi/N0гi].Mi.100 , %MсргСодержание тяжёлых углеводородов[N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3MсргСО20,000440,012~N20,000280,025~CH40,016161,182~С2Н60,004300,528~С3Н80,008441,66473,696изо-С4Н100,010582,755122,050н-С4Н100,021585,649250,243изо-С5Н120,018725,918262,162н-С5Н120,027728,862392,585С6Н14+0,89486349,08115464,274Итого1,000~375,67516565,011В блоке второй ступени сепарации от частично обезвоженной нефти отделяется остаточный газ низкого давления.Qн= 144,83т/ч.Газ будет отделяться от нефти с производительностью:Qг = Qн.RсмгQг = 144,83. 0,00591= 0,856т/ч.Qнсеп = Qн - Qг = 144,83 – 0,856= 143,97 т/ч,Qсеп= Qнсеп+Q н2О = 143,97 + 189,88 = 333,85 т/ч.Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:Qдо сеп = Qпосле сеп;Qдо сеп = Q = 24,142 т/ч; Qпосле сеп = Qсеп+Qг;Qсеп+Qг = 144,8 + 0,856 = 143,97 т/ч.Условиевыполняется.Данныепорасчетублокасепарациипервойступенисводим в табл. 2.14.Таблица 2.14.Материальный баланс сепарации второй ступениПриходРасход%масст/чт/г%масст/чт/гЭмульсия   Эмульсия99,74  в том числе:   в том числе:   нефть43,27144,831216543нефть43,12143,971209348,00вода56,73189,881595000вода56,88189,881594999,56    Всего100,00333,852804347,56ИТОГО100334,712811542,31Газ0,260,867190,40ИТОГО100,00334,712811537,962.4Общий материальный баланс установкиНа основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти,представленный в табл.2.15.Рассчитаем невязку баланса:Погрешность при расчете баланса минимальна и составила, что значительно меньше 1%, что вызвано погрешностью при округленииТаблица 2.15.Общий материальный баланс установки Приход Расход % масст/чт/г % масскг/чт/гЭмульсия   Подготовленная96,70  в том числе:   нефть   нефть45155,361305000в том числе:   вода55189,881595000нефть89,76143,971209348    вода10,24189,881594999,6    Всего100333,8512804347,6    Газ3,3011,3995647,291Итого100345,242900000,00Итого100,00345,242899994,9ЗАКЛЮЧЕНИЕНа рассматриваемой в данном проекте ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ. Установка предварительного сброса воды напоминает упрощенную схему установки подготовки нефти. Принципиальное различие состоит в отсутствии оборудования для окончательного обезвоживания нефти до соответствия ГОСТ 51858-2002.В данном курсовом проекте нами был произведен подробный расчет установки ДНС с УПСВ. Погрешность (невязка) материального баланса по установке составила, что является допустимым значением, вызванным погрешностями при округлении в расчетах.ЗАКЛЮЧЕНИЕТехнологические установки подготовки нефти, газа и воды – это комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят процессы обезвоживания и обессоливания нефти, осушка (от водяных паров) и очистка (от H2S и CO2) нефтяного газа, а также очистка сточной воды от капелек нефти, механических примесей, железа, H2S , двуокиси углерода CO2 и кислорода.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.На ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ. Установка предварительного сброса воды напоминает упрощенную схему установки подготовки нефти. Принципиальное различие состоит в отсутствии оборудования для окончательного обезвоживания нефти до соответствия ГОСТ 51858-2002.СПИСОКЛИТЕРАТУРЫАхметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. – 672 с.Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений. Учебное пособие. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. – 320 с.Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды. – М.: ФГУП Из-во «Нефть и га» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. – 448 с.Коллектив авторов. Лекции по сбору и подготовке скважинной продукции. – Уфа, :УГНТУ, 2003. – 36 с.Леонтьев, С. А. Расчет технологических установок системы сбора и подготовки скважинной продукции: учебное пособие / С. А. Леонтьев, Р. М. Галикеев, О. В. Фоминых. – Тюмень : ТюмГНГУ, 2010. – 116 с.Покрепин Б.В Сбор и подготовка скважинной продукции. – Курс лекция для учащихся в нефтегазовых училищах. – Москва 2010. – 102 с.