и подготовки скважинной продукции 5 глава

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.49.

Таблица 3.49

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

 

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi), %	Массовый cостав 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,%
CO2	0,71	31,24	27,29	3,95	87,37
N2	0,44	12,32	12,14	0,18	98,57
CH4	23,01	368,16	347,36	20,80	94,35
С2Н6	4,25	127,50	94,49	33,01	74,11
С3Н8	8,27	363,88	162,96	200,92	44,78

Окончание табл. 3.49

изо-С4Н10	1,61	93,38	20,78	72,60	22,26
н-С4Н10	5,71	331,18	58,54	272,64	17,67
изо-С5Н12	2,03	146,16	10,97	135,19	7,50
н-С5Н12	3,53	254,16	14,84	239,32	5,84
С6Н14+	50,44	4337,84	81,23	4337,84	1,87
Итого	100,00	6065,82	830,61	5316,44	Rсмг = 13,69

R_см^г = 0,1369 – массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

M_ср^г=å M_i^г/ åN₀^г_i

M_ср^г = 830,61 / 32,3 = 25,73

Плотность газа:

кг/м³.

Таблица 3.50

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
CO2	0,0192		3,29	~
N2	0,0134		1,46	~
CH4	0,6724		41,82	~
С2Н6	0,0976		11,38	~
С3Н8	0,1147		19,62	1049,69
изо-С4Н10	0,0111		2,50	133,86
н-С4Н10	0,0313		7,05	377,05
изо-С5Н12	0,0047		1,32	70,63
н-С5Н12	0,0064		1,79	95,61
С6Н14+	0,0293		9,78	523,26
Итого	0,9707	~	100,00	2250,11

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 25 % масс.

Производительность общего потока Q сырого продукта составляет 297,62 т/ч.

Количество безводной нефти в этом потоке составляет

Q_н = 0,75^.Q = 0,75^.297,62 = 223,21 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 0,1369^. 223,21 = 30,57 т/ч.

Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Q_н^сеп по нефти и общей производительностью Q^сеп, соответственно:

Q_н^сеп = Q_н - Q_г = 223,21 – 30,57 = 192,65 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q_н ^. 0,25 = 192,65 + 74,40 = 267,05 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выпол-нением условия:

åQ^{до сеп} = åQ^{после сеп};

åQ^{до сеп} = Q = 223,21 кг/ч;

åQ^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 192,65 + 30,57 = 223,21 кг/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.51.

Таблица 3.51

Материальный баланс сепарации первой ступени

 

Приход	Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия, в том числе:   нефть вода		223,21 74,40		Эмульсия, в том числе:   нефть вода	89,73   72,14 27,86	192,65 74,40	1618251,2
Всего		267,05	2243251,2
Итого		297,62		Газ	10,27	30,57	256748,85
Итого	100,0	297,62

3.4.2. Блок отстоя

Отстой используется в случае высокообводнённой эмульсии, а также в целях упрощения последующих процессов подготовки нефти, улучшения их параметров и технико-экономических показателей.

Процесс обезвоживания может протекать без нагрева эмульсии либо с незначительным её подогревом.

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 ^. 192,65 / 267,05 = 72,14 %.

R_в^сеп = 100 - R_н^сеп= 100 – 72,14 = 27,86 %.

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

- некондиционная нефть: вода – 5%; нефть – 95%;

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

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

Тогда составим систему уравнений:

Q^сеп. R_н^сеп = 0,95 ^. Н + 0,001 ^. В

Q^сеп. R_в^сеп = 0,05^. 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 = 202,72 т/ч, в том числе:

- нефть – 0,95^.Q_н^от= 0,95^. 202,75 = 192,58 т/ч;

- вода – 0,05^.Q_н^от= 0,05^. 202,75 = 10,14 т/ч.

 

Q_в^от = 63,33 т/ч, в том числе:

- вода 0,999^.Q_в^от = 0,999^. 63,33 = 64,27 т/ч;

- нефть – 0,001^.Q_в^от = 0,005^. 63,33 = 0,06 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса блока отстоя определяется выполнением условия:

åQ^сеп = åQ_i^от

åQ^сеп= Q^сеп = 267,05 кг/ч;

åQ_i^от= Q_н^от + Q_в^от

Q_н^от + Q_в^от = 192,58 + 64,33 = 267,05 кг/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока отстоя заносим в табл. 3.52.

Таблица 3.52

Материальный баланс блока отстоя

 

Приход	Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия, в том числе:   нефть вода	72,14 27,86	192,65 74,40		Некондиционная нефть, в том числе: нефть вода	75,91	192,58 10,14
Всего		202,72
Пластовая вода, в том числе: вода нефть	24,09     99,9 0,1	64,27 0,06
Всего		63,43
Итого	100,0	267,05		Итого		267,05

 

3.4.3. Блок электродегидраторов

В блок электродегидраторов поступает некондиционная нефть из блока отстоя в количестве

Q_н^от = 202,72 т/ч, в том числе:

- нефть – 0,95^.Q_н^от= 0,95^. 202,72 = 192,58 т/ч;

- вода – 0,05^.Q_н^от= 0,05^. 202,72 = 10,14 т/ч.

После процесса обессоливания и окончательного обезвоживания состав потока на выходе из блока электродегидраторов должен соответствовать согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002:

товарная нефть: вода – 0,2%; нефть – 99,8%;

пластовая вода: нефть – 0,5%; вода – 99,5%.

Принимаем: Q_н^дег = Н₁ – количество товарной нефти из блока электродегидраторов, т/ч; Q_в^дег = В₁ – количество пластовой воды из блока электродегидраторов, т/ч.

Составим систему уравнений:

0,95^.Q_н^от = 0,998^.Н₁ + 0,005^.В₁

0,05^.Q_н^от = 0,995^.В₁ + 0,002^.Н₁

Решая эту систему, получаем

т/ч,

т/ч.

Таким образом, получили следующее массовое распределение потоков на выходе из блока электродегидраторов:

товарная нефть: Q_н^дег = 192,92 т/ч, в том числе:

- нефть – 0,998^.Q_н^дег = 0,998^. 192,92 = 192,54 т/ч

- вода – 0,002^.Q_н^дег = 0,002^. 192,92 = 0,39 т/ч.

пластовая вода: Q_в^дег = 9,80 т/ч, в том числе:

- вода – 0,995^.Q_в^дег = 0,995^. 9,80 = 9,75 кг/ч;

- нефть – 0,005^.Q_в^дег = 0,005^. 9,80 = 0,05 т/ч.

Расчёт материального баланса электродегидраторов выполнен правильно при соблюдении равенства:

åQ_i^{до дег} = åQ_i^{после дег}

åQ_i^{до дег}=Q_н^от= 202,72 кг/ч;

åQ_i^{после дег}=Q_н^дег+Q_в^дег

Q_н^дег+Q_в^дег = 192,92 + 9,80 = 202,72 кг/ч.

Равенство соблюдается.

Данные заносим в табл. 3.53.

 

Таблица 3.53

Материальный баланс блока электродегидраторов

Приход	Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Неконденсированная нефть, в том числе:   нефть вода		192,58 10,14	5489,08 609,90	Товарная нефть, в том числе: нефть вода	99,8 0,2	192,54 0,39	1617299,0 3241,1
Всего		192,92	1620540,1
Пластовая вода, в том числе: вода нефть	99,5 0,5	9,75 0,05	81901,6 411,6
Всего		9,80	82313,2
Итого		202,72		Итого		202,72

3.4.4. Материальный баланс второй ступени сепарации

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны

Р = 0,105 МПа; t = 40⁰С.

 

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.54.

 

Таблица 3.54

Исходные данные для расчета

 

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ()	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
СО2	0,13
N2	0,01
CH4	1,89
С2Н6	1,60
С3Н8	6,65		12,5
изо-С4Н10	1,82
н-С4Н10	6,85		3,3
изо-С5Н12	2,73		1,4
н-С5Н12	4,84		1,15
С6Н14+	73,47		0,38
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. 3.55.

Таблица 3.55

Определение мольной доли отгона N

 

Компонент смеси	= 22,25	= 23
СО2	0,006	0,005
Азот N2	0,0004	0,000
Метан CH4	0,084	0,081
Этан С2Н6	0,066	0,064
Пропан С3Н8	0,234	0,228
Изобутан изо-С4Н10	0,048	0,047

Окончание табл. 3.55

Компонент смеси	= 22,25	= 23
Н-бутан н-С4Н10	0,149	0,148
Изопентан изо-С5Н12	0,035	0,035
Н-пентан н-С5Н12	0,054	0,054
Гексан и выше С6Н14 +	0,324	0,326
åYi	1,000	0,989

 

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 22,25 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.56.

 

Таблица 3.56

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	0,13	0,006	0,13	0,01	0,01
N2	0,01	0,000	0,01	0,00	0,00
CH4	1,89	0,084	1,86	0,03	0,04
С2Н6	1,60	0,066	1,47	0,13	0,15
С3Н8	6,65	0,234	5,20	1,45	1,71
изо-С4Н10	1,82	0,048	1,07	0,75	0,88
н-С4Н10	6,85	0,149	3,33	3,52	4,14
изо-С5Н12	2,73	0,035	0,78	1,95	2,30
н-С5Н12	4,84	0,054	1,20	3,64	4,29
С6Н14+	73,47	0,324	7,21	73,47	86,48
Итого	100,00	1,000	åN0гi »22,25	84,95	100,00

 

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.57.

 

Таблица 3.57

Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

 

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z’i), %	Массовый состав сырой нефти Mic= z’i.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	0,13	5,75	5,52	0,22	96,14
N2	0,01	0,26	0,26	0,00	99,52
CH4	1,89	30,30	29,75	0,55	98,19
С2Н6	1,60	48,08	44,22	3,86	91,97
С3Н8	6,65	292,64	228,71	63,94	78,15
изо-С4Н10	1,82	105,74	62,24	43,50	58,86
н-С4Н10	6,85	397,11	192,88	204,24	48,57
изо-С5Н12	2,73	196,91	56,33	140,59	28,60
н-С5Н12	4,84	348,57	86,31	262,26	24,76
С6Н14+	73,47	6318,16	619,69	6318,16	9,81
Итого	100,00	åMic = 7743,52	åMiг = 1325,89	åMiн = 7037,31	Rсмг = 17,12

 

R_см^г =0,1712 – массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

M_ср^г=å M_i^г/ åN₀^г_i

M_ср^г = 1325,89 / 22,25 = 59,59

Плотность газа:

кг/м³,

Плотность газа при н.у:

кг/м³

 

Таблица 3.58

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	0,01		0,42	~
N2	0,00		0,02	~
CH4	0,08		2,24	~
С2Н6	0,07		3,33	~
С3Н8	0,23		17,25	420,23
изо-С4Н10	0,05		4,69	114,36
н-С4Н10	0,15		14,55	354,39
изо-С5Н12	0,04		4,25	103,49
н-С5Н12	0,05		6,51	158,59
С6Н14+	0,32		46,74	1138,62
Итого	1,00	~	100,00	2289,69

 

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

Q_н = 192,54 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 0,1712 ^. 192,54 = 32,97 т/ч.

Q_н^сеп = Q_н - Q_г = 192,54 – 32,97 = 159,57 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q _н2О = 159,57 + 0,39 = 159,95 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

åQ^{до сеп} = åQ^{после сеп};

åQ^{до сеп} = Q = 192,92 т/ч;

åQ^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 159,57 + 32,97 = 192,92 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.59.

Таблица 3.59

Материальный баланс сепарации второй ступени

 

	Приход	Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	82,91
в том числе:				в том числе:
нефть	99,80	192,54		нефть	99,76	159,57
вода	0,20	0,39		вода	0,24	0,39
				Всего	100,00	159,95
ИТОГО		192,92		Газ	17,09	32,97
ИТОГО		192,92