и подготовки скважинной продукции 4 глава

3.3.2. Материальный баланс блока сбора воды

 

Поток сырой нефти производительностью Q^сеп входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:

R_н^сеп= 100 ^. (Q_н^сеп/ Q^сеп)

R_н^сеп = 100 ^. 4,80 / 106,58 = 4,50 %.

R_в^сеп = 100 - R_н^сеп= 100 – 4,80 = 95,50 %.

На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в частности:

- обезвоженная нефть: вода – 10%; нефть – 90,00%;

- подтоварная вода: нефть – 0,1%; вода – 99,9%.

Обозначим: Q_н^от = Н – количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; Q_в^от = В – количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.

Тогда составим систему уравнений:

Q^сеп. R_н^сеп = 0,90 ^. Н + 0,001 ^. В

Q^сеп. R_в^сеп = 0,10 ^. Н + 0,999 ^. В.

Решая эту систему, получаем

.

Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны

Q_н^от = 5,22 т/ч, в том числе:

- нефть – 0,99^.Q_н^от= 0,90^. 5,22 = 4,70 т/ч;

- вода – 0,01^.Q_н^от= 0,1^. 5,22 = 0,52 т/ч.

Q_в^от = 101,37 т/ч, в том числе:

- вода 0,999^.Q_в^от = 0,999^. 101,37 = 101,26 т/ч;

- нефть – 0,001^.Q_в^от=0,001^. 101,37 = 0,1 т/ч.

Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в табл. 3.37.

Таблица 3.37

Материальный баланс блока сброса воды

Приход	Расход
	% масс	кг/ч	т/г		% масс	кг/ч	т/г
Эмульсия				Обезвоженная нефть	4,90
в том числе:
нефть	4,50	4,80	40310,6	в том числе:
вода	95,50	101,79		нефть		4,70	39459,2
				вода		0,52
				Всего		5,22	43843,5
				Подтоварная
				вода	95,10
				в том числе:
				вода	99,9	101,26
				нефть	0,1	0,10
				Всего	100,0	101,37
Итого	100,0	106,58		Итого	100,0	106,58

3.3.3. Материальный баланс второй ступени сепарации

 

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны

Р = 0,105 МПа; t = 20⁰С.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.38.

 

Таблица 3.38

Исходные данные для расчета

 

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ()	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
СО2	0,10
N2	0,00
CH4	1,76
С2Н6	0,63
С3Н8	3,79
изо-С4Н10	2,07		2,8
н-С4Н10	5,07
изо-С5Н12	2,50		0,8
н-С5Н12	3,78		0,6
С6Н14+	80,29		0,18
å	100,00	~	-

 

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 табл. 3.39.

Таблица 3.39

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 4,72	= 5
СО2	0,016	0,015
Азот N2	0,0001	0,000
Метан CH4	0,333	0,317
Этан С2Н6	0,079	0,076
Пропан С3Н8	0,228	0,225
Изобутан изо-С4Н10	0,054	0,053
Н-бутан н-С4Н10	0,097	0,097
Изопентан изо-С5Н12	0,020	0,020
Н-пентан н-С5Н12	0,023	0,023
Гексан и выше С6Н14 +	0,150	0,151
åYi	1,000	0,977

 

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 4,72 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.40.

 

Таблица 3.40

Мольный баланс процесса сепарации второй 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
СО2	0,10	0,016	0,08	0,02	0,02
N2	0,00	0,000	0,00	0,00	0,00
CH4	1,76	0,333	1,57	0,18	0,19
С2Н6	0,63	0,079	0,37	0,26	0,27
С3Н8	3,79	0,228	1,08	2,72	2,83
изо-С4Н10	2,07	0,054	0,25	1,82	1,90
н-С4Н10	5,07	0,097	0,46	4,62	4,81
изо-С5Н12	2,50	0,020	0,10	2,41	2,51
н-С5Н12	3,78	0,023	0,11	3,67	3,83
С6Н14+	80,29	0,150	0,71	80,29	83,65
Итого	100,00	1,000	åN0гi »4,72	95,99	100,00

 

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.41.

Таблица 3.41

Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

 

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi ), %	Массовый состав сырой нефти Mic= zi .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, %
СО2	0,10	4,26	3,32	0,94	77,86
N2	0,00	0,02	0,02	0,00	96,92
CH4	1,76	28,10	25,18	2,92	89,60
С2Н6	0,63	18,94	11,17	7,77	58,96
С3Н8	3,79	166,85	47,36	119,49	28,38
изо-С4Н10	2,07	120,24	14,65	105,60	12,18
н-С4Н10	5,07	294,23	26,52	267,71	9,01
изо-С5Н12	2,50	180,07	6,86	173,21	3,81
н-С5Н12	3,78	272,23	7,86	264,38	2,89
С6Н14+	80,29	6905,34	61,03	6905,34	0,88
Итого	100,00	åMic =7990,30	åMiг =203,96	åMiн =7847,36	Rсмг = 2,55

R_см^г =0,0255 – массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

M_ср^г=å M_i^г/ åN₀^г_i

M_ср^г = 203,96 / 4,72 = 43,19

Плотность газа:

кг/м³,

Плотность газа при н.у:

кг/м^3.

В блоке второй ступени сепарации от частично обезвоженной нефти отделяется остаточный газ низкого давления

Q_н = 4,70 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 4,70 ^. 0,0255 = 0,12 т/ч.

Q_н^сеп = Q_н - Q_г = 4,70 – 0,12 = 4,58 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q _н2О = 4,58 + 0,52 = 5,22 т/ч.

Таблица 3.42

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

 

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/åN0гi	Молекулярная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/åN0гi].Mi.100, % Mсрг	Содержание тяжёлых углеводородов [N0гi/åN0гi].Mi.rср.103, г/м3 Mсрг
СО2	0,02		1,63	~
N2	0,00		0,01	~
CH4	0,33		12,34	~
С2Н6	0,08		5,48	~
С3Н8	0,23		23,22	437,99
изо-С4Н10	0,05		7,18	135,47
н-С4Н10	0,10		13,00	245,32
изо-С5Н12	0,02		3,37	63,49
н-С5Н12	0,02		3,85	72,68
С6Н14+	0,15		29,92	564,46
Итого	0,85	~	100,00	1519,40

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

åQ^{до сеп} = åQ^{после сеп};

åQ^{до сеп} = Q = 4,70 т/ч;

åQ^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 4,58 + 0,12 = 4,70 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.43.

Таблица 3.43

Материальный баланс сепарации второй ступени

	Приход	Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	97,70
в том числе:				в том числе:
нефть	90,00	4,70		нефть	89,76	4,58
вода	10,00	0,52		вода	10,24	0,52
				Всего		5,10
ИТОГО		5,22		Газ	2,30	0,12
ИТОГО		5,22

3.3.4. Общий материальный баланс установки

На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.44.

Таблица 3.44

Общий материальный баланс установки

	Приход		Расход
	% масс	кг/ч	т/г		% масс	кг/ч	т/г
Эмульсия				Подготовленная	4,76
в том числе:				нефть
нефть		5,36		в том числе:
вода		101,79		нефть	89,76	4,58
				вода	10,24	0,52
				Всего	100,00	5,10
				Газ	0,63	0,68
Подтоварная	94,61
				вода
				в том числе:
				вода	99,9	101,26
				нефть	0,1	0,10
				Всего		101,37
Итого		107,14		Итого	100,00	107,14

3.4. Пример расчета материального баланса установки

подготовки нефти (УПН)

 

Годовая мощность установки по товарной нефти - 2,5 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).

Химический состав нефти приведен в табл. 3.45.

Таблица 3.45

Химический состав нефти

 

Компонент	СО2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-С5H12	Остаток	Итого
% мол.	0,71	0,44	23,01	4,25	8,27	1,61	5,71	2,03	3,53	50,44	100,00

 

3.4.1. Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинами-ческие параметры работы рассматриваемого блока соответствуют абсолютному давлению и температуре, равных соответственно

Р = 0,5 МПа; t = 20⁰С.

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:

,

где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящегося 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 = 0,5 МПа и температуре t = 20⁰С).

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

,

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

- мольная доля отгона.

Поскольку , то получим

.

Уравнение используется для определения методом последовательного

приближения мольной доли отгона при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии 2,5 млн тонн/год, часовая произ-водительность установки составит

т/ч.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.46.

Таблица 3.46

Исходные данные для расчета

 

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ()	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
CO2	0,71		14,5
N2	0,44
CH4	23,01
С2Н6	4,25
С3Н8	8,27		1,7
изо- С4Н10	1,61		0,6
н-С4Н10	5,71		0,45
изо-С5Н12	2,03		0,17
н-С5Н12	3,53		0,13
С6Н14+	50,44		0,04
å	å = 100	~	~

 

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 табл. 3.47.

Таблица 3.47

Определение мольной доли отгона N

 

Компонент смеси	= 31	= 32,3	= 33
CO2	0,020	0,019	0,019
Азот N2	0,014	0,013	0,013
Метан CH4	0,698	0,672	0,659
Этан С2Н6	0,100	0,098	0,096
Пропан С3Н8	0,116	0,115	0,114
Изобутан изо-С4Н10	0,011	0,011	0,011
Н-бутан н-С4Н10	0,031	0,031	0,031
Изопентан изо-С5Н12	0,005	0,005	0,005
Н-пентан н-С5Н12	0,006	0,006	0,006
С6Н14 +	0,029	0,029	0,030
åYi	1,029	1,000	0,985

 

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 32,3 молей газа.

Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.48.

Таблица 3.48

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	0,710	0,019	0,62	0,09	0,13
N2	0,440	0,013	0,43	0,01	0,01
CH4	23,010	0,672	21,71	1,30	1,89
С2Н6	4,250	0,098	3,15	1,10	1,60
С3Н8	8,270	0,115	3,70	4,57	6,65
изо-С4Н10	1,610	0,011	0,36	1,25	1,82
н-С4Н10	5,710	0,031	1,01	4,70	6,85
изо-С5Н12	2,030	0,005	0,15	1,88	2,73
н-С5Н12	3,530	0,006	0,21	3,32	4,84
С6Н14+	50,440	0,029	0,94	50,44	73,47
Итого	100,000	1,000	32,29	68,66	100,00