Ощепков А.Р. курсач. Расчет установок, применяемых на промысле для сбора и подготовки скважинной продукции

• Название: Расчет установок, применяемых на промысле для сбора и подготовки скважинной продукции
• Дата: 21.04.2023
• Размер: 243.17 Kb.
• Имя файла: Ощепков А.Р. курсач.docx
• Тип: Курсовая; #1079447
• страница: 2 из 3

РАСЧЕТ УСТАНОВОК, ПРИМЕНЯЕМЫХ НА ПРОМЫСЛЕ ДЛЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

1. Расчет 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 таблице 1.1.

Таблица 1.1

Компонентный состав нефти

Компонент	CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-С5H12	С6H14 +	Итого
% мол.	0,05	0,38	23,75	4,16	7,33	0,97	4,49	1,47	3,55	53,85	100,00

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 °С.

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]:

, (1.1)

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 °С).

Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:

, (1.2)

где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии;

- мольная доля отгона.

Поскольку , то по уравнению (1.2) получим:

(1.3)

Уравнение (1.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии G_э - 550000 тонн/год часовая производительность установки составит:

.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в табл. 1.2.
Таблица 1.2

Исходные данные для расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
CO2	0,05	44	8,2
N2	0,38	28	81,5
CH4	23,75	16	19,3
С2Н6	4,16	30	3,5
С3Н8	7,33	44	1,1
изо-С4Н10	0,97	58	0,46
н-С4Н10	4,49	58	0,33
изо-С5Н12	1,47	72	0,14

Продолжение таблицы 1.2

н-С5Н12	3,55	72	0,11
С6Н14+	53,85	86	0,04
			-

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 таблице 1.3.

Таблица 1.3

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 27	= 27,50	= 28
CO2	0,0371	0,0378	0,0385
Азот N2	0,3614	0,3681	0,3748
Метан CH4	20,5157	20,8957	21,2756
Этан С2Н6	2,3296	2,3727	2,4159
Пропан С3Н8	2,1187	2,1580	2,1972
Изобутан изо-С4Н10	0,1414	0,1441	0,1467
Н-бутан н-С4Н10	0,4904	0,4995	0,5086
Изопентан изо-С5Н12	0,0728	0,0741	0,0755
Н-пентан н-С5Н12	0,1396	0,1422	0,1448
С6Н14 +	0,7902	0,8048	0,8195
	1,0120	1,0000	0,9880

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 27,5 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в таблице 1.4.
Таблица 1.4

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, % Σ(z’i- N0гi)
		Молярная концентрация (y’i)	Моли
CO2	0,05	0,0014	0,0378	0,012	0,017
N2	0,38	0,0134	0,3681	0,012	0,016
CH4	23,75	0,7598	20,8957	2,854	3,937
С2Н6	4,16	0,0863	2,3727	1,787	2,465

Продолжение таблицы 1.4.

С3Н8	7,33	0,0785	2,1580	5,172	7,134
изо-С4Н10	0,97	0,0052	0,1441	0,826	1,139
н-С4Н10	4,49	0,0182	0,4995	3,990	5,504
изо-С5Н12	1,47	0,0027	0,0741	1,396	1,925
н-С5Н12	3,55	0,0052	0,1422	3,408	4,700
С6Н14+	53,85	0,0293	0,8048	53,045	73,163
Итого	100	1,000	27,49	72,50	100

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в таблице 1.5.

Таблица 1.5

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	0,05	2,2	1,6648	0,5352	75,6711
N2	0,38	10,64	10,3066	0,3334	96,8666
CH4	23,75	380	334,3307	45,6693	87,9818
С2Н6	4,16	124,8	71,1822	53,6178	57,0370
С3Н8	7,33	322,52	94,9511	227,5689	29,4404
изо-С4Н10	0,97	56,26	8,3581	47,9019	14,8561
н-С4Н10	4,49	260,42	28,9710	231,4490	11,1247
изо-С5Н12	1,47	105,84	5,3371	100,5029	5,0426
н-С5Н12	3,55	255,6	10,2375	245,3625	4,0053

Продолжение таблицы 1.5

С6Н14+	53,85	4631,1	69,2148	4561,8852	1,4946
Итого	100	∑Mic=6149,38	∑Miг =634,55	∑Miн=5514,82	Rсмг= 11,50

R_см^г= 0,1150 – массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

M_ср^г=∑M_i^г/ ∑N₀^г_i.

M_ср^г = 633,28 / 27,5 = 23,07.

Плотность газа:



Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и температуре 0^оС):



Таблица 1.6

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, Mсрг г/м3
CO2	0,0014	44	0,2624	-
N2	0,0134	28	1,6242	-
CH4	0,7599	16	52,6875	-
С2Н6	0,0863	30	11,2177	-
С3Н8	0,0785	44	14,9634	1149,0817
изо-С4Н10	0,0052	58	1,3172	101,1478
н-С4Н10	0,0182	58	4,5656	350,6022

Продолжение таблицы 1.6

изо-С5Н12	0,0027	72	0,8411	64,5881
н-С5Н12	0,0052	72	1,6133	123,8928
С6Н14+	0,0293	86	10,9076	837,6252
Итого	1,000	-	100	2626,94

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

Q_н = 33,39 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 0,1150 ^. 33,39 = 3,842т/ч.

Q_н^сеп = Q_н - Q_г = 33,39 – 3,84 = 29,55 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q _воды = 29,55 + 32,08 = 61,63 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

∑Q^{до сеп} = ∑Q^{после сеп};

∑Q^{до сеп} = Q = 29,55 т/ч;

∑Q^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 29,55 + 3,84 = 33,39 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в таблице 1.7.
Таблица 1.7

Материальный баланс сепарации первой ступени

Приход				Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	94,14
в том числе:				в том числе:
Нефть	51	33,39	280500	нефть	47,95	29,55	248224,75
Вода	49	32,08	269500	вода	52,05	32,08	269500,00
				Всего	100,00	61,63	517724,75
ИТОГО	100	65,47	550000	Газ	5,87	3,84	32275,25
				ИТОГО	100	65,48	550000