Сорочинско-Никольского месторождения
.pdf
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
Консорциум « Н е д р а »
112
Таблица 7.1
Массовый состав газа
|
№ |
|
|
Название элемента |
|
|
Объемный состав, % |
|
Молярная масса, г/моль |
Массовый состав, % |
|||||||
|
1 |
|
|
Сероводород |
|
|
|
|
3,55 |
|
|
34 |
3,24 |
||||
|
2 |
|
|
Азот |
|
|
|
|
11,41 |
|
|
28 |
8,57 |
||||
|
3 |
|
|
Углекислый газ |
|
|
|
|
1,09 |
|
|
44 |
1,29 |
||||
|
4 |
|
|
Метан |
|
|
|
|
17,65 |
|
|
16 |
7,57 |
||||
|
5 |
|
|
Этан |
|
|
|
|
19,44 |
|
|
30 |
15,64 |
||||
|
6 |
|
|
Пропан |
|
|
|
|
24,78 |
|
|
44 |
29,24 |
||||
|
7 |
|
|
Изобутан |
|
|
|
|
4,36 |
|
|
58 |
6,78 |
||||
|
8 |
|
|
Нбутан |
|
|
|
|
10,92 |
|
|
58 |
16,99 |
||||
|
9 |
|
|
Изопентан |
|
|
|
|
2,86 |
|
|
72 |
5,52 |
||||
|
10 |
|
|
Нпентан |
|
|
|
|
2,22 |
|
|
72 |
4,29 |
||||
|
11 |
|
|
Нгексан |
|
|
|
|
1,36 |
|
|
86 |
3,14 |
||||
|
12 |
|
|
Гептан |
|
|
|
|
0,36 |
|
|
100 |
0,97 |
||||
|
|
|
|
Сумма |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
ρ = 1,629 кг/м3 − плотность газа, таблица исходныеданные |
|
|
|
||||||||||||||
г |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Г = 27,1 |
|
− исходные данные по месторождению |
|
|
|
||||||||||||
т |
|
|
|
||||||||||||||
1,629 ∙ 27,1 = 44,15 |
кг |
− килограмм газа в одной тонне нефти |
|
||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
За час расход нефти 59331,96 кг/ч, переведем в тонны 59,3 т/ч |
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
44,15 кг |
|
|
1т |
44,15 59,3 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
|
; Х = |
|
|
= 2618,1 кг/ч газа в сепараторе. |
|||
|
|
|
|
|
|
|
Х кг |
59,3 т |
1 |
|
|||||||
Умножим массовый расход газа в сепараторе на массовую долю каждого элемента.
Консорциум « Н е д р а »
113
Таблица 7.2
Масса каждого компонента
|
Массовый |
Масса компонента |
Название вещества |
состав, % |
в сепараторе, кг/час |
Сероводород |
3,24 |
84,8 |
Азот |
8,57 |
224,3 |
Углекислый газ |
1,29 |
33,7 |
Метан |
7,57 |
198,3 |
Этан |
15,64 |
409,5 |
Пропан |
29,24 |
765,6 |
Изобутан |
6,78 |
177,6 |
Нбутан |
16,99 |
444,8 |
Изопентан |
5,52 |
144,6 |
Нпентан |
4,29 |
112,2 |
Нгексан |
3,14 |
82,1 |
Гептан |
0,97 |
25,3 |
Итого |
100 |
2618,1 |
Далее рассчитываем массовый расход каждого компонента сырья по формуле
Gi = G . αi ,
где Gi – массовый расход каждого компонента сырья, кг/ч;
G – массовый расход газожидкостной смеси, кг/ч;
G = 197773,2 кг/ч (см. табл.7.3);
Далее рассчитываем число кмолей каждого компонента сырья по формуле
N |
ГЖФ |
= |
G |
|
|
i |
|||||
|
|
||||
|
i |
|
M |
|
|
|
|
|
i |
||
|
|
|
|
||
,
Консорциум « Н е д р а »
114
где NiГЖФ – число кмолей компонента сырья, кмоль/ч;
Gi – массовый расход каждого компонента сырья, кг/ч;
Мi – молярная масса компонента сырья, кг/кмоль.
Общее число кмолей сырья определяется как сумму всех кмолей компонентов.
Результаты расчета массового расхода и числа кмолей каждого компонента приведены в табл.7.3. Общий компонентный состав пластовой нефти представлен в табл.1.3
Консорциум « Н е д р а »
115
Таблица 7.3
Состав паровой и жидкой фаз нефти в условиях однократного испарения в сепараторе при температуре 40 0С и давлении 0,4
|
|
|
|
|
|
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Компоненты |
кг/ч |
Mi |
Ni |
|
i |
Ki |
|
Xi |
Yi |
|
|
||||||||
CH4 |
198,3 |
16 |
12,4 |
0,018 |
438 |
|
0,000 |
0,215 |
|
C2H6 |
409,5 |
30 |
13,7 |
0,020 |
121 |
|
0,002 |
0,222 |
|
C3H8 |
765,6 |
44 |
17,4 |
0,025 |
39,6 |
|
0,006 |
0,241 |
|
Изо-C4H10 |
177,6 |
58 |
3,1 |
0,004 |
16,9 |
|
0,002 |
0,033 |
|
Н-C4H10 |
444,8 |
58 |
7,7 |
0,011 |
12,1 |
|
0,006 |
0,070 |
|
Изо-C5H12 |
144,6 |
72 |
2,0 |
0,003 |
4,86 |
|
0,002 |
0,011 |
|
Н-C5H12 |
112,2 |
72 |
1,6 |
0,002 |
3,7 |
|
0,002 |
0,007 |
|
Н-C6H14 |
82,1 |
86 |
1,0 |
0,001 |
1,1 |
|
0,001 |
0,001 |
|
Н-C7H16 |
25,3 |
100 |
0,3 |
0,000 |
0,35 |
|
0,000 |
0,000 |
|
Н-C8H18 |
0 |
114 |
0,0 |
0,000 |
0,11 |
|
0,000 |
0,000 |
|
(1200С) |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
C9+в (1800С) |
195070,4 |
311,5 |
626,2 |
0,899 |
0,01 |
|
0,977 |
0,010 |
|
СО2 |
33,7 |
44 |
0,8 |
0,001 |
97 |
|
0,000 |
0,012 |
|
H2S |
84,8 |
34 |
2,5 |
0,004 |
65,5 |
|
0,001 |
0,038 |
|
N2 |
224,3 |
28 |
8,0 |
0,012 |
650 |
|
0,000 |
0,140 |
|
Итого |
197773,2 |
|
696,4 |
1,000 |
|
|
1,000 |
1,000 |
|
Далее в зависимости от температуры кипения компонентов, давления и температуры в сепараторе по номограмме Уинна [6, с. 171] определяем константы фазовых равновесий каждого компонента сырья. Затем определяем составы жидкой и газовой фаз, образовавшихся в результате однократного испарения, подобрав при этом значение мольной доли отгона.
Определяем число кмолей жидкой и газовой фаз по формулам
Консорциум « Н е д р а »
116
Nжф = Nгжф . (1 – е) ,
Nгф = Nгжф . е ,
где Nгжф – число кмолей сырья, поступающего в сепаратор, кмоль/ч;
Nжф – число кмолей жидкой фазы, выделившейся в результате однократного испарения, кмоль/ч;
Nгф – число кмолей газовой фазы, выделившейся в результате однократного испарения, кмоль/ч;
Далее определяем число кмолей каждого компонента жидкой и газовой фаз, выделившихся в результате однократного испарения по формулам
Niжф = Nжф . Xi ,
Niгф = Nгф . Yi ,
где Niжф – число кмолей компонента жидкой фазы, кмоль/ч;
Niгф – число кмолей компонента газовой фазы, кмоль/ч;
Результаты расчетов однократного испарения в сепараторе приведены в табл. 7.4.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 7.4 |
|
|
|
Результаты расчетов однократного разгазированиявсепараторе |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
паровая фаза |
|
|
|
жидкая фаза |
|
|
||
кг |
% масс |
|
кмоль |
% моль |
кг |
% масс |
|
кмоль |
%т масс |
193 |
9,3 |
|
12,08 |
21,5 |
5 |
0,003 |
|
0,3 |
0,0 |
374 |
18,1 |
|
12,47 |
22,2 |
35 |
0,018 |
|
1,2 |
0,2 |
594 |
28,7 |
|
13,51 |
24,1 |
171 |
0,087 |
|
3,9 |
0,6 |
106 |
5,1 |
|
1,83 |
3,3 |
72 |
0,037 |
|
1,2 |
0,2 |
229 |
11,1 |
|
3,95 |
7,0 |
216 |
0,110 |
|
3,7 |
0,6 |
43 |
2,1 |
|
0,60 |
1,1 |
101 |
0,052 |
|
1,4 |
0,2 |
27 |
1,3 |
|
0,38 |
0,7 |
85 |
0,043 |
|
1,2 |
0,2 |
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
117 |
7 |
0,3 |
0,08 |
0,1 |
75 |
0,038 |
0,9 |
0,1 |
1 |
0,0 |
0,01 |
0,0 |
25 |
0,013 |
0,2 |
0,0 |
0 |
0,0 |
0,00 |
0,0 |
0 |
0,000 |
0,0 |
0,0 |
171 |
8,3 |
0,55 |
1,0 |
194900 |
99,589 |
625,7 |
97,7 |
30 |
1,5 |
0,69 |
1,2 |
4 |
0,002 |
0,1 |
0,0 |
72 |
3,5 |
2,12 |
3,8 |
13 |
0,006 |
0,4 |
0,1 |
220 |
10,7 |
7,87 |
14,0 |
4 |
0,002 |
0,1 |
0,0 |
2069 |
100,00 |
56,13 |
100,0 |
195704 |
100,0 |
640,3 |
100,0 |
Материальный баланс сепаратора приведен в табл. 2.5
|
|
|
Материальный баланс сепаратора |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Статьи баланса |
%масс. |
кг/ч |
т/сут |
|
Определение |
|
Приход: |
|
|
|
||
|
1.Нефтегазовая смесь |
100,0 |
197773,2 |
4746,6 |
|||
допустимого |
диаметра |
в том числе вода |
|
(138441,2) |
(3322,6) |
||
Итого |
100,0 |
197773,2 |
4746,6 |
||||
|
|
|
|||||
Диаметр |
сепаратора |
Расход: |
|
197773,2 |
4746,6 |
||
|
|
|
1.Нефть сырая |
99,0 |
57262,8 |
1374,3 |
|
d = |
4 S |
, |
в том числе вода |
|
(138441,2) |
(3322,6) |
|
|
2.Газ |
1,0 |
2069,2 |
49,7 |
|||
|
|||||||
|
|
||||||
|
|
Итого |
100,0 |
197773,2 |
4746,6 |
||
|
|
|
|||||
где d – диаметр сепаратора, м;
S – площадь поперечного сечения сепаратора, м2.
Площадь поперечного сечения сепаратора определяем по формуле
S = |
Vп |
, |
0,5 W |
||
|
доп |
|
Таблица 7.5
минимально
сепаратора
определяем по формуле
Консорциум « Н е д р а »
118
где Vп – объемный расход газовой фазы, м3/с;
0,5 – коэффициент заполнения сепаратора;
Wдоп – допустимая линейная скорость газовой фазы в сепараторе, м/с.
Объемный расход газовой фазы рассчитаем по формуле
V |
п |
= |
|
|
где Nгф – число моль газопаровой фазы, кмоль/ч;
Nгф = 59,13 кмоль/ч (см. табл. 7.4);
Т– температура в сепараторе, К;
Т= 40+273=313 К;
Р– давление в сепараторе, МПа;
Р= 0,4 МПа;
Z – коэффициент сжимаемости.
Z – 1,0
Определяем объемный расход газовой фазы
22,4 N |
ГФ |
|
|
3600 |
|
T |
|
|
273 |
||
|
0,1 |
Z |
|
P |
||
|
,
VП
=
22,4 59,13 |
|
303 |
|
3600 |
273 |
||
|
|
0,1 |
1,0 |
= 0,0998 |
|
0,4 |
||||
|
|
|
м3/с.
Допустимую линейную скорость газовой фазы в сепараторе рассчитываем по формуле
W = 0,0334 ж − п ,
ДОП |
п |
|
Консорциум « Н е д р а »
119
где Wдоп – допустимая линейная скорость газовой фазы в сепараторе, м/с;
ж – плотность жидкой фазы, кг/м3;
п – плотность газопаровой фазы, кг/м3.
Рассчитываем плотность жидкой фазы формуле
(t ) = (20С ) |
|
|
1 |
, |
|
|
|
|
|||
1 |
+ (t - 20) |
||||
|
|
||||
где (t) – плотность нефти при температуре t, кг/м3;
(20) – плотность нефти при 200С, кг/м3;
(20) = 879 кг/м3;
- коэффициент термического расширения, 1/0С; t – температура;
Коэффициент термического расширения рассчитаем по формуле
= 1,975(1,272 - (20) . 10-3). 10-3,
Рассчитываем плотность жидкой фазы
= 1,975 (1,272 – 879 . 10-3). 10-3 = 0,000776 1/0С,
|
30 |
|
= 879 |
1 |
|
|
|
|
1 |
+ 0,000776 |
(40 − 20) |
=
865,6
кг/м3.
Плотность газопаровой фазы рассчитываем по формуле:
Консорциум « Н е д р а »
|
П |
|
= |
G |
ГФ |
|
||
|
|
|
|
3600 V |
|
|
|
П |
120
,
где п – плотность газопаровой фазы, кг/м3; Gгф – массовый расход газопаровой фазы, кг/ч;
Gгф = 2069 кг/ч (см. табл. 2.4);
Vп – объемный расход газопаровой фазы, м3/с;
Vп = 0,0998 м3/с.
|
|
= |
2069 |
= 5,76 |
||
П |
3600 |
0,0998 |
||||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|||
кг/м3.
Рассчитаем допускаемую скорость паров
Wдоп
= 0,0334 |
865,6 − 5,76 |
|
5,76 |
||
|
=
0,41
м/с.
Рассчитаем сечение сепаратора и минимально допустимый его диаметр
S = |
0,0998 |
= 0,49 м2, |
|
0,5 0,41 |
|||
|
|
d
=1,128
0,49
=
0,79
м.
Фактическую скорость газового потока рассчитаем по формуле
W |
= |
V |
|
п |
|
||
|
|
|
|
фак |
|
0,5 S |
|
|
|
р |
|
|
|
|
где Wфак – фактическая линейная скорость газовой фазы, м/с;
,
Консорциум « Н е д р а »