
- •А. Л. Савченков химическая технология промысловой подготовки нефти
- •Оглавление
- •10. Технологическое проектирование объектов сбора
- •11. Принципиальные технологические схемы установок
- •Введение
- •1. Нефтяные залежи и месторождения
- •1.1. Формы залегания нефтяных залежей
- •1.2. Свойства продуктивных пластов
- •1.3. Условия залегания нефти в пласте
- •1.4. Физико-химические свойства пластовых флюидов
- •2. Разработка месторождений
- •2.1. Потенциальная энергия нефтяного пласта
- •2.2. Режимы работы залежей
- •3. Устройство нефтяной скважины
- •4. Способы добычи нефти
- •5. Методы воздействия на нефтяные пласты
- •5.1. Методы поддержания пластового давления
- •5.2. Методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны
- •5.3. Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •6. Физико-химические требования к товарной нефти
- •7. Система промыслового сбора и подготовки нефти
- •8. Сепарация нефти от газа
- •8.1. Вертикальные сепараторы
- •8.2. Горизонтальные сепараторы
- •8.3. Показатели работы сепараторов
- •8.4. Технологический расчёт сепаратора
- •8.4.1. Материальный баланс процесса сепарации
- •8.4.2. Пропускная способность сепаратора по газу
- •8.4.3. Пропускная способность сепаратора по нефти
- •8.5. Гидроциклонные сепараторы
- •8.6. Сепараторы с предварительным отбором газа
- •8.7. Трёхфазные сепараторы
- •9. Обезвоживание нефти
- •9.1. Нефтяные эмульсии
- •9.2. Природные эмульгаторы
- •9.3. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
- •9.4. Деэмульгаторы
- •9.4.1. Поверхностная активность деэмульгаторов
- •9.4.2. Химическое строение деэмульгаторов
- •9.4.3. Оценка эффективности деэмульгаторов
- •9.5. Методы разрушения нефтяных эмульсий
- •9.6. Аппараты для обезвоживания нефти
- •9.6.1. Резервуары-отстойники
- •9.6.2. Отстойники
- •9.6.3. Подогреватели-деэмульсаторы
- •9.6.4. Электродегидраторы
- •9.7. Технологический расчёт отстойника
- •9.7.1. Диаметр отстойника
- •9.7.2. Длина отстойника
- •9.7.3. Пропускная способность отстойника
- •9.8. Технологический расчёт электродегидратора
- •10. Технологическое проектирование объектов сбора и подготовки нефти
- •10.1. Общие положения
- •10.2. Сепарационные установки
- •10.3. Дожимные насосные станции
- •10.4. Центральный пункт подготовки нефти
- •10.5. Установки предварительного сброса воды
- •10.6. Установки подготовки нефти
- •11. Принципиальные технологические схемы установок подготовки нефти
- •11.1. Технологическая схема установки предварительного сброса воды (упсв)
- •11.2. Технологическая схема установки подготовки нефти (упн)
- •11.3. Технологическая схема установки стабилизации нефти
- •12. Технологический расчёт установки подготовки нефти
- •12.1. Исходные данные
- •12.2. Материальный баланс первой ступени сепарации нефти
- •Материальный баланс первой ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефти
- •12.3. Материальный баланс предварительного обезвоживания нефти
- •12.4. Материальный баланс второй ступени сепарации нефти
- •Материальный баланс второй ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефти
- •12.5. Материальный баланс глубокого обезвоживания нефти
- •12.6. Материальный баланс конечной ступени сепарации нефти
- •Материальный баланс конечной ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефти
- •12.7. Материальный баланс установки подготовки нефти
- •Материальный баланс конечной ступени сепарации на 3 млн т в год по товарной нефти
- •Материальный баланс второй ступени сепарации на 3 млн т в год по товарной нефти
- •Материальный баланс первой ступени сепарации на 3 млн т в год по товарной нефти
- •12.8. Технологический расчёт основного оборудования
- •12.8.1. Расчёт сепаратора первой ступени сепарации
- •12.8.2. Расчёт отстойника
- •12.8.3. Расчёт сепаратора второй ступени сепарации
- •12.8.4. Расчёт электродегидратора
- •12.8.5. Расчёт сепаратора конечной ступени сепарации
- •12.9. Расчёт вспомогательного оборудования
- •12.9.1. Расчёт трубчатой печи
- •12.9.2. Расчёт резервуара для товарной нефти
- •12.9.3. Расчёт насоса для товарной нефти
- •12.9.4. Расчёт насоса для откачки пластовой воды
- •Список литературы Основная
- •Дополнительная
- •Химическая технология промысловой подготовки нефти
- •625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.
- •6 25039, Тюмень, ул. Киевская, 52.
12.4. Материальный баланс второй ступени сепарации нефти
В соответствии с принятой последовательностью стадий подготовки нефти, вторая ступень сепарации производится при давлении 0,3 МПа и температуре 50оС (после нагрева нефти в печи). Расчёт производим по такой же методике, что и для первой ступени сепарации.
Для расчёта материального баланса необходимо определить долю образовавшейся газовой фазы при принятых условиях сепарации (или долю отгона), а также состав газовой и жидкой фазы.
Мольная доля отгона e| определяется также методом последовательного приближения путём подбора такого значения, при котором будет выполняться условие (см. п. 8.4.1):
где - мольная доля компонента в поступающей нефти;
- константа фазового равновесия данного компонента при температуре и давлении на второй ступени сепарации.
В табл. 12.10 приведены справочные значения констант фазового равновесия компонентов при давлении 0,3 МПа температурах 40оС и 60оС.
Таблица 12.10
Значение констант фазового равновесия компонентов
Компонент |
Значение константы фазового равновесия |
|
при 40оС и 0,3 МПа |
при 60оС и 0,3 МПа |
|
N2 |
256,00 |
249,00 |
СО2 |
29,00 |
34,00 |
СН4 |
64,00 |
70,00 |
C2H6 |
13,50 |
17,00 |
C3H8 |
4,10 |
5,80 |
i-C4H10 |
1,70 |
2,70 |
n-C4H10 |
1,25 |
2,10 |
i-C5H12 |
0,52 |
0,87 |
n-C5H12 |
0,43 |
0,74 |
С6Н14 и выше |
- |
- |
Путём интерполяции определяем значения констант при рабочих условиях сепарации (табл. 12.11).
Таблица 12.11
Значение констант фазового равновесия компонентов
при рабочих условиях второй ступени сепарации
Компонент |
Значение константы фазового равновесия при 50оС и 0,3 МПа |
N2 |
252,50 |
СО2 |
31,50 |
СН4 |
67,00 |
C2H6 |
15,25 |
C3H8 |
4,95 |
i-C4H10 |
2,20 |
n-C4H10 |
1,675 |
i-C5H12 |
0,695 |
n-C5H12 |
0,585 |
С6Н14 и выше |
0,0001 |
Для компонента «С6Н14 и выше» значение константы фазового равновесия также условно примем равным 0,0001.
Мольный состав нефти, поступающей на вторую ступень сепарации, соответствует составу жидкой фазы после первой ступени сепарации (см. табл. 12.5). Расчёт путём последовательного приближения показывает, что мольная доля отгона составляет:
e|=0,0369
Определяем мольный состав газовой и жидкой фазы (табл. 12.12).
Таблица 12.12
Мольный состав фаз второй ступени сепарации
Компонент |
Mi |
|
Ki |
|
|
N2 |
28 |
7,4·10-5 |
252,50 |
0,0018 |
7,2·10-6 |
CO2 |
44 |
0,0011 |
31,50 |
0,0158 |
0,0005 |
CH4 |
16 |
0,0225 |
67,00 |
0,4395 |
0,0066 |
C2H6 |
30 |
0,0178 |
15,25 |
0,1776 |
0,0116 |
C3H8 |
44 |
0,0551 |
4,95 |
0,2382 |
0,0481 |
i-C4H10 |
58 |
0,0117 |
2,20 |
0,0247 |
0,0112 |
n-C4H10 |
58 |
0,0450 |
1,675 |
0,0735 |
0,0439 |
i-C5H12 |
72 |
0,0168 |
0,695 |
0,0118 |
0,0169 |
n-C5H12 |
72 |
0,0286 |
0,585 |
0,0170 |
0,0290 |
С6 и выше |
227 |
0,8014 |
0,0001 |
8,321·10-5 |
0,8321 |
Сумма |
- |
1,0000 |
- |
1,0000 |
1,0000 |
Рассчитываем массовый состав газовой и жидкой фазы (табл.12.13 и табл. 12.14).
Таблица 12.13
Массовый состав газовой фазы второй ступени сепарации
Компонент |
Mi |
|
|
|
yi·100, % масс. |
N2 |
28 |
0,0018 |
0,0510 |
0,0016 |
0,1624 |
CO2 |
44 |
0,0158 |
0,6933 |
0,0221 |
2,2097 |
CH4 |
16 |
0,4395 |
7,0319 |
0,2241 |
22,4116 |
C2H6 |
30 |
0,1776 |
5,3288 |
0,1698 |
16,9835 |
C3H8 |
44 |
0,2382 |
10,4816 |
0,3341 |
33,4059 |
i-C4H10 |
58 |
0,0247 |
1,4354 |
0,0457 |
4,5749 |
n-C4H10 |
58 |
0,0735 |
4,2658 |
0,1360 |
13,5957 |
i-C5H12 |
72 |
0,0118 |
0,8478 |
0,0270 |
2,7021 |
n-C5H12 |
72 |
0,0170 |
1,2217 |
0,0389 |
3,8938 |
С6 и выше |
227 |
8,321·10-5 |
0,0189 |
0,0006 |
0,0603 |
Сумма: |
- |
1,0000 |
31,3764 |
1,0000 |
100,0000 |
Таблица 12.14
Массовый состав жидкой фазы второй ступени сепарации
Компонент |
Mi |
|
|
|
xi·100, % масс. |
N2 |
28 |
7,2·10-6 |
0,0002 |
0,000001 |
0,0001 |
CO2 |
44 |
0,0005 |
0,0220 |
0,0001 |
0,0111 |
CH4 |
16 |
0,0066 |
0,1050 |
0,0005 |
0,0529 |
C2H6 |
30 |
0,0116 |
0,3494 |
0,0018 |
0,1762 |
C3H8 |
44 |
0,0481 |
2,1175 |
0,0107 |
1,0680 |
i-C4H10 |
58 |
0,0112 |
0,6525 |
0,0033 |
0,3291 |
n-C4H10 |
58 |
0,0439 |
2,5468 |
0,0128 |
1,2845 |
i-C5H12 |
72 |
0,0169 |
1,2199 |
0,0062 |
0,6153 |
n-C5H12 |
72 |
0,0290 |
2,0884 |
0,0105 |
1,0533 |
С6 и выше |
227 |
0,8321 |
189,1736 |
0,9541 |
95,4096 |
Сумма: |
- |
1,0000 |
198,2753 |
1,0000 |
100,0000 |
Массовая доля отгона:
где
- средняя молекулярная масса газовой
фазы, кг/кмоль (см. табл. 12.13);
=
192 - средняя молекулярная масса нефти,
поступающей на вторую ступень сепарации,
т.е. жидкой фазы после первой ступени
сепарации (см. табл. 12.7).
Плотность газа при нормальных условиях:
кг/м3
Плотность газа при рабочих условиях второй ступени сепарации:
кг/м3
Составляем материальный баланс второй ступени сепарации. Из материального баланса предварительного обезвоживания (см. табл. 12.9) следует, что на вторую ступень сепарации поступает эмульсия в количестве:
G = 83635,09 кг/ч
Количество безводной нефти на входе:
Gн(вх) = 79453,34 кг/ч
Газ отделяется в сепараторе от нефти с производительностью:
Gг = e·Gн = 0,006026·79453,34 = 478,82 кг/ч
Из сепаратора выходит поток жидкости с производительностью по чистой нефти Gн(вых) и по эмульсии Gэм соответственно:
Gн(вых) = Gн(вх) - Gг = 79453,34 - 478,82 = 78974,52кг/ч
Gэм = Gн(вых) + Gв = 78974,52 + 4181,75 = 83156,27 кг/ч
где Gв – количество воды на выходе из сепаратора. Так как количество воды на входе и выходе из сепаратора не изменяется, поэтому Gв = 4181,75 кг/ч (см. табл. 12.9).
Правильность расчёта материального баланса определяется выполнением условия:
G = Gэм + Gг
83635,09 = 83156,27 + 478,82 кг/ч
Условие выполняется. Материальный баланс второй ступени сепарации сводим в табл. 12.15.
Таблица 12.15