Файл: Расчет установок, применяемых на промысле для сбора и подготовки скважинной продукции.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Курсовая работа

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 12.12.2023

Просмотров: 53

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Содержание

Задание на курсовую работу по курсу «Сбор и подготовка скважинной продукции»

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

Материальный баланс второй ступени Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:Р = 0,4 МПа; t = 20°С.Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в таблице 1.8.Таблица 1.Исходные данные для расчета Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти( ) Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль Кi СО2 0,05 44 53,1 N2 0,38 28 131,5 CH4 23,75 16 58,2 С2Н6 4,16 30 9,3 С3Н8 7,33 44 2,08 изо-С4Н10 0,97 58 0,99 Продолжение таблицы 1.8. н-С4Н10 4,49 58 0,7 изо-С5Н12 1,47 72 0,19 н-С5Н12 3,55 72 0,14 С6Н14+ 53,85 86 0,04 ∑ 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 таблице 1.9.Таблица 1.9Определение мольной доли отгона N Компонент смеси = 33,5 = 33 СО2 0,0482 0,0475 Азот N2 0,3743 0,3688 Метан CH4 22,9667 22,6239 Этан С2Н6 3,4282 3,3771 Пропан С3Н8 3,7506 3,6946 Изобутан изо-С4Н10 0,3228 0,3180 Н-бутан н-С4Н10 1,1705 1,1531 Изопентан изо-С5Н12 0,1284 0,1265 Н-пентан н-С5Н12 0,2339 0,2304 Гексан и выше С6Н14 + 1,0637 1,0478 ∑Yi 1,0000 1,0109 Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 33,5 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в таблице 1.10.Таблица 1.10Мольный баланс процесса сепарации второй ступени Компонентсмеси Молярный состав сырой нефти (z’i), % Газ из сепаратора Нефть из сепараторамоли (z’i - N0гi) Мольный состав нефтииз блока сепараторовx’i=( z’i- N0гi).100, %Σ(z’i- N0гi) Молярная концентрация (y’i) Моли СО2 0,05 0,0014 0,0482 0,002 0,003 Продолжение таблицы 1.10 N2 0,38 0,0112 0,3743 0,006 0,008 CH4 23,75 0,6856 22,9667 0,783 1,178 С2Н6 4,16 0,1023 3,4282 0,732 1,100 С3Н8 7,33 0,1120 3,7506 3,579 5,382 изо-С4Н10 0,97 0,0096 0,3228 0,647 0,973 н-С4Н10 4,49 0,0349 1,1705 3,319 4,991 изо-С5Н12 1,47 0,0038 0,1284 1,342 2,017 н-С5Н12 3,55 0,0070 0,2339 3,316 4,986 С6Н14+ 53,85 0,0318 1,0637 52,786 79,363 Итого 100,000 1,000 33,48 66,51 100 Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в таблице 1.11.Таблица 1.11Массовый баланс процесса сепарации второй ступени Компонентсмеси Молярный состав сырой нефти ( ), % Массовый состав сырой нефтиMic= .Mi Массовый состав газа из сепаратораMiг=N0гi. Mi Массовый состав нефти из сепаратораMiн= Mic- Miг Масса выделившегося газа, относительно сырой нефтиRiг=100.Miг/ Mic , % СО2 0,05 2,2 2,1207 0,0793 96,3963 N2 0,38 10,64 10,4818 0,1582 98,5129 CH4 23,75 380 367,4665 12,5335 96,7017 С2Н6 4,16 124,8 102,8473 21,9527 82,4097 С3Н8 7,33 322,52 165,0257 157,4943 51,1676 изо-С4Н10 0,97 56,26 18,7213 37,5387 33,2765 н-С4Н10 4,49 260,42 67,8916 192,5284 26,0700 изо-С5Н12 1,47 105,84 9,2455 96,5945 8,7353 Продолжение таблицы 1.11 н-С5Н12 3,55 255,6 16,8389 238,7611 6,5880 С6Н14+ 53,85 4631,1 91,4751 4539,6249 1,9752 Итого 100,00 ∑Mic=6149,38 ∑Miг =852,11 ∑Miн=5297,26 Rсмг= 16,09 Rсмг=0,01608– массовая доля отгона.Средняя молекулярная масса газа:Mсрг=∑Miг/ ∑N0гi.Mсрг = 852,11 / 33,48 = 25,445.Плотность газа: Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и температуре 0°С): Таблица 1.12Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе Компонентсмеси Молярная концентрация N0гi/∑N0гi Молекулярная масса(Mi) Массовый состав[N0гi/∑N0гi].Mi.100 , %Mсрг Содержание тяжёлых углеводородов[N0гi/∑N0гi].Mi.ρср.103,Mсргг/м3 СО2 0,0014 44 0,2489 - N2 0,0112 28 1,2301 - CH4 0,6858 16 43,1241 - С2Н6 0,1024 30 12,0697 - С3Н8 0,1120 44 19,3666 819,9328 Продолжение таблицы 1.12 изо-С4Н10 0,0096 58 2,1970 93,0173 н-С4Н10 0,0350 58 7,9674 337,3205 изо-С5Н12 0,0038 72 1,0850 45,9363 н-С5Н12 0,0070 72 1,9761 83,6645 С6Н14+ 0,0318 86 10,7351 454,4958 Итого 1,000 - 100,000 1834,3673 Составим материальный баланс блока без сбора воды:Qг = Rсмг .QнQг = 0,1608 . 35,35 = 5,687 т/ч.Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:Qнсеп = Qн - Qг = 35,35 – 5,687 = 29,66 т/ч,Qсеп = Qнсеп+ Q . Н2О = 29,66 + 30,12 = 59,78 т/ч.Данные по расчету блока сепарации второй ступени сводим в таблице 1.13.Таблица 1.13Материальный баланс второй ступени сепарации Приход Расход % масс т/ч т/г %масс т/ч т/г Эмульсия Эмульсия 89,10053 в том числе: в том числе: Нефть 47,945313 29,5506 248224,752 нефть 40,23286 24,7971 208295,49 Продолжение таблицы 1.13 Вода 52,054687 32,0833 269500 вода 48,86766 30,119 253000 Всего 89,10053 54,9161 461295,49 ИТОГО 100 61,6339 517724,76 Газ 10,89947 6,7178 56429,272 ИТОГО 100 61,6339 517724,76 Общий материальный баланс установки На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в таблице 1.14. Таблица 1.14Общий материальный баланс установки Приход Расход % масс т/ч т/г % масс т/ч т/г Эмульсия Подготовленная нефть в том числе: в том числе: Нефть 54 35,3571 297000 нефть 37,8719 24,7971 208295,48 Вода 46 30,1190 253000 вода 46 30,1190 253000 Всего 83,8719 54,9162 461295,48 Газ 16,1281 10,5601 88704,52 ИТОГО 100 65,4762 550000 ИТОГО 100 65,4762 550000 Список использованной литературы 1. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технологии и оборудование: учебное пособие / Р. С. Сулейманов, А. Р. Хафизов, В. В. Шайдаков и др. – Уфа: «Нефтегазовое дело», 2007. – 450с.2. Лутошкин Г. С. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах: учеб. пособие для вузов / Г. С. Лутошкин, И. И. Дунюшкин.– М.: Недра, 1985. – 135 с.3. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник / Г. Г. Рабинович, П. М. Рябых, П. А Хохряков и др.; под ред. Е. Н. Судака. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Химия, 1979. – 568 с.4. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М., «Недра», 1974, 184 с.5. Сбор, транспорт и подготовка нефти/ Н. М. Байков, Б. В. Колесников, П. И.Челпанов. - М., «Недра», 1975. - 317 с.6. Скобло А. И., Молоканов Ю. К., Владимиров А. И., Щелкунов В. А. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии: учебник для ВУЗов.- 3-е изд., перераб. и доп. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 677 с.7. 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.1   2   3



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


Rсмг= 0,1150 – массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг=∑Miг/ ∑N0гi.

Mсрг = 633,28 / 27,5 = 23,07.

Плотность газа:



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



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

Qн = 33,39 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,1150 . 33,39 = 3,842т/ч.

Qнсеп = Qн - Qг = 33,39 – 3,84 = 29,55 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q воды = 29,55 + 32,08 = 61,63 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

∑Qдо сеп = ∑Qпосле сеп;

∑Qдо сеп = Q = 29,55 т/ч;

∑Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 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

Смотрите также файлы