Анализ системы сбора и подготовки Карлово-Сытовского месторождения Самарской области. Анализ системы сбора и подготовки Карлово-Сытовского месторожден. Курсовой проект по дисциплине Сбор и подготовка скважинной продукции и экологическая безопасность

• Название: Курсовой проект по дисциплине Сбор и подготовка скважинной продукции и экологическая безопасность
• Анкор: Анализ системы сбора и подготовки Карлово-Сытовского месторождения Самарской области
• Дата: 30.05.2022
• Размер: 6.58 Mb.
• Имя файла: Анализ системы сбора и подготовки Карлово-Сытовского месторожден.docx
• Тип: Курсовой проект; #557133
• страница: 7 из 13

2.3 Технологический расчет отстойника

Отстойник расположен на УПН. Последовательность аппаратов отстойник – сепаратор. Точный расчет отстойника с подачей эмульсии под водяную подушку. Обводненность снижается с 50 до 10%. Исходные данные для расчета представлены в таблице:
Табл.22 Исходные данные для расчета

Параметр	Значения
1. Длина отстойника	L = 19,8 м
2. Радиус отстойника	Rв = 1,5 м
3. Реальный расход эмульсии	Q = 238 м3/сут
4. Высота водяной подушки	h1 = 1,25 м
5. Максимальный взлив	h2 = 1 м
6. Минимальный взлив	h3 = 0,3 м
7. Плотность дисперсной среды (нефти)	кг/м3
8. Плотность дисперсной фазы (вода)	кг/м3
9. Объемная доля дисперсной фазы до отстоя	=0,5
10. Объемная доля дисперсной фазы после отстоя	=0,1
11. Вязкость дисперсной среды (нефти)	н=7,210-3 Па с

Рис.12 Схема отстойника

Расчет:

Расчет основывается на ряде следующих условий, описывающих реальную картину гравитационного осаждения полидисперсной эмульсии типа В/Н в стесненных условиях в двигающей жидкости.

1. 
   За время прохождения эмульсии от входа до выхода отстойника концентрация дисперсной фазы меняется как вдоль аппарата, так и по его высоте.
   
2. 
   За время прохождения эмульсии от входа до выхода отстойника ее вязкость меняется как вдоль аппарата, так и по его высоте.
   
3. 
   За время прохождения эмульсии от входа до выхода отстойника ее линейная скорость меняется как вдоль аппарата, так и по его высоте.
   

Такой сложный характер поведения реальной эмульсии в аппарате неизбежно требует ряда упрощений: Пренебрежем толщиной входного слоя, который образуется между нефтью и водяной подушкой.

Будем производит расчет, используя понятие ( ).

Будем считать время отстоя равным среднему времени движения эмульсии вдоль зоны отстоя.



Рис.13 Принципиальная схема горизонтального отстойника
Зная и , при помощи таблицы определяем минимальный размер капель дисперсной фазы ( ), которые удаляются в данном отстойнике.

Табл.23 Усредненное распределение дисперсной фазы по диаметрам для водонефтяных эмульсий

	3	4	5	10	20	30	40	50	60	80	100	200
	0,05	0,15	0,2	0,18	0,15	0,08	0,05	0,03	0,03	0,02	0,02	0,04

Вычисляют как разницу и , двигаясь справа налево по нижней строке табл., складываются указанные в ячейках величины до тех пор пока найденное слагаемое не станет равным (не превышая) .

d = d_min = 10 • 10^-6;

Рассчитываются критерий Архимеда, заменяя d_r на d_min:



Ar =

При , следовательно режим Ламинарный.

Для Ламинарных условий оседания:






где - часть аппарата заполненного нефтью.

Для горизонтального отстойника:

;

;

где

;



;



;



Вывод по технологическому расчету:

Отстойник недогружен и работает не в полную силу. Это значит, что на УПН установка дополнительных отстойников не требуется.


2.4 Технологический расчет сепаратора
Сепаратор расположен на УПН. Объемная нагрузка сепаратора по поступающей жидкости м³/сут. Исходные данные для расчета представлены в таблице

Табл.24 Исходные данные для расчета

1. Объемная нагрузка сепаратора:		Q = 0,0027 м3/с
2. Обводненность продукции:		=0,7
3. Рабочая температура в сепараторе:		T = 40С
4. Рабочее давление в сепараторе:		P=0.8 МПа
5. Динамическая вязкость сепарированной нефти:		н=14,4910-3 Па с
6. Плотность сепарированной нефти в ст. условиях:		кг/м3
7. Газонасыщенность жидкости, поступающей в сепаратор:		Г0 = 6 м3/т
8. Объемный состав компонентов : газа
Азот	26,3
Пропан	16,4
Этан	16,3
Нбутан	8,4
Изопентан	6
Метан	22
Изобутан	3,6
Углекислый газ	0,6
Сероводород	0,4
Нпентан	0
Остаток	0
Сумма	100

Сепаратор представлен на рисунке



Рис.14 Технологический чертеж нефтегазового сепаратора

Порядок выполнения расчета:

1. Задаемся первым давлением схождения. Для нефтегазовых систем оно должно равняться не менее 35 МПа (зададим стандарт 68,95МПа), но обязательно больше, чем давление внутри сепаратора. По справочным данным находим константы равновесия всех компонентов газа.

2. По справочным таблицам в методических указаниях определим константы равновесия для всех компонентов исходной смеси.

Найденные значения представлены в таблице:
Табл.25 Константы равновесия компонентов исходной смеси

Наименование компонента	Значение константы равновесия, Ki
сероводород, H2S	5,92
углекислый газ, CO2	16,3
азот, N2	154
метан, СН4	38
этан, С2Н6	7
пропан, С3Н8	2
изобутан, С4Н10	0,6
н-бутан, С4Н10	0,6
изопентан, С5Н12	0,23
н-пентан, С5Н12	0,2
остаток	0

Константа равновесия сероводорода находится расчетным путём:



Константа фазового равновесия остатка принимается равной нулю.

3. Рассчитываем объёмный состав исходной смеси на входе в сепаратор (ст. усл.):



где:

- газонасыщенность жидкости, поступающей в сепаратор (м³/т при ст.усл.), равная 6 м³/т;

– объёмная доля i – го компонента (ст.усл.) в газе, уходящем из сепаратора, табл. 2.6.;

- объёмный состав исходной смеси на входе в сепаратор (ст. усл.);

- динамическая вязкость разгазированной нефти в стандартных условиях, равная 14,49 мПа с.




















4. Определяем, в каком состоянии находится исходная смесь на входе в сепаратор - в однофазном или двухфазном.

Для этого вначале определим



Значит, исходная смесь на входе в сепаратор не однофазная жидкость.

Далее определим



Значит, исходная смесь на входе в сепаратор не является газообразной фазой.

Исходя из вышележащих неравенств, получается, что исходная смесь находится в двухфазном состоянии.

В этом случае, величины L или , лежащие в интервале 0 – 1, находим путём решения уравнения:



причём:



Полученные значения:





5. По следующим уравнениям определяем мольные составы фаз внутри сепаратора (x_i и y_i):





В жидкой фазе:



















В газовой фазе:



















Найденные значения мольных составов остальных компонентов смеси в жидкой и газообразной фазах представлены в таблице:

Табл.26 Мольный состав фаз внутри сепаратора,

Наименование компонента	Значение мольн. состава жид.фазы, xi	Значение мольн. состава газ.фазы, yi
сероводород, H2S	0,0007	0,0040
углекислый газ, CO2	0,0004	0,0060
азот, N2	0,0017	0,2631
метан, СН4	0,0058	0,2200
этан, С2Н6	0,0233	0,1630
пропан, С3Н8	0,0820	0,1640
изобутан, С4Н10	0,0600	0,0360
н-бутан, С4Н10	0,1400	0,0840
изопентан, С5Н12	0,2609	0,0600
н-пентан, С5Н12	0,0000	0,0000
остаток	0,0000	0,0000
нефть+вода	0,4253	0,0000
Сумма,	0,999997157	1,000090623

6. Из таблицы видно, что полученные значения мольных составов фаз внутри сепаратора удовлетворяют условиям:





Приняв во внимание возможность в погрешности расчета, суммы мольных составов фаз не отличаются от 1, значит, значением давления схождения задались верно и пересчёт погрешностей делать не нужно.

7. Рассчитываем молекулярную массу отсепарированной нефти в стандартных условиях:



где:

- плотность разгазированной нефти в стандартных условиях.

При этом молекулярную массу остатка в стандартных условиях определяем по формуле института «Гипровостокнефть»:



8. Находим молекулярные массы жидкой и газовой фаз в сепараторе по формулам:




Молярная масса компонентов M_iи произведение молярной массы на значение мольных составов фаз представлены в таблице ниже:

Таблица 27

Наименование компонента	Молярная масса,
сероводород, H2S	34	0,0230	0,1360
углекислый газ, CO2	44	0,0162	0,2640
азот, N2	28	0,0478	7,3655
метан, СН4	16	0,0926	3,5205
этан, С2Н6	30	0,6986	4,8902
пропан, С3Н8	44	3,6080	7,2161
изобутан, С4Н10	58	3,4800	2,0880
н-бутан, С4Н10	58	8,1200	4,8720
изопентан, С5Н12	72	18,7825	4,3200
н-пентан, С5Н12	72	0,0000	0,0000
остаток	0	0,0000	0,0000
нефть+вода	238	101,2216	0,0000
Сумма	-	137	34

Исходя из данных, представленных в таблице выше, получается, что молекулярные массы жидкой и газовой фаз в сепараторе равны:





9. Определяем отношение массы газовой фазы к массе жидкой фазы в сепараторе в любой момент времени:


_10. Зная максимальную объемную нагрузку на сепаратор по жидкости (Qж) и обводненность продукции , находим максимальную нагрузку на сепаратор по нефти:



Q_H = 0,0027 (1-0,7) = 0,00081 м³/сут

11. Принимаем плотность нефти в сепараторе равной плотности отсепарированной нефти, находим массовую нагрузку сепаратора по нефти:



G_H =0,00081 = 0,69 кг/с

Найдём массовую нагрузку на сепаратор по газу:

кг/с

12. Зная фактическую (реальную) массовую нагрузку по нефти , сравним её с расчетным значением :



Из расчёта можем сделать вывод, что сепаратор не перегружен, работает в нормальном режиме, и нет необходимости в установке дополнительного аппарата.