Автор работы: Пользователь скрыл имя, 20 Ноября 2011 в 16:29, курсовая работа
На УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных подается на УКПГ. Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии.
1 Теоретическая часть 4
1. 1Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброса воды (УПСВ) 4
1.2 Нагревательное оборудование, используемое на установках еловой подготовки скважинкой продукции 6
1.2.1 Трубчатые печи 6
2. Расчетная часть 10
2.1 Исходные данные для расчета материального баланса УПСВ 10
2.2 Материальный баланс первой ступени сепарации 10
2.3 Материальный баланс блока воды 17
2.4 Материальный баланс второй ступени сепарации 23
2.5 Общий материальный баланс установки 23
Баланс
по массе, в расчете на 100 молей
сырой нефти приведен в таблице
2.5.
Таблица 2.5 Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
| Компонент смеси | Молярный состав
сырой нефти |
Массовый состав сырой нефти | Массовый состав газа из сепаратора | Массовый состав нефти из сепаратора | Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти, % |
| СО2 | 0,11 | 0,616 | 0,554 | 0,341 | 89,899 |
| N2 | 0,93 | 1,372 | 1,312 | 1,801 | 95,658 |
| СН4 | 23,37 | 42,64 | 38,674 | 1649,046 | 90,698 |
| С2Н6 | 0,84 | 12,36 | 7,529 | 93,059 | 60,914 |
| С3Н8 | 0,87 | 36,608 | 9,469 | 346,629 | 25,865 |
| nС4Н10 | 0,93 | 63,046 | 8,930 | 563,018 | 14,165 |
| iС4Н10 | 1,82 | 118,088 | 12,355 | 1459,029 | 10,463 |
| nС5Н12 | 1,41 | 130,392 | 2,978 | 388,283 | 2,284 |
| iС5Н12 | 2,09 | 191,52 | 5,878 | 1125,789 | 3,069 |
| С6Н14+ | 67,63 | 7605,324 | 50,627 | 385034,868 | 0,666 |
| Итого | 100 | ∑8201,96 | ∑138,3 | ∑390661,86 | 16,8 |
– массовая
доля отгона.
Средняя молекулярная масса
Плотность газа:
Плотность газа при нормальных
условиях (атмосферном давлении
и температуре 0 0С):
Таблица 2.6 Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
| Компонент смеси | Молярная концентрация | Молеку- лярная
масса (Mi) |
Массовый состав, % | Cодержание тяжёлых углеводородов, г/м3 |
| СО2 | 0,003 | 44 | 0,40057 | - |
| N2 | 0,012 | 28 | 0,94933 | - |
| СН4 | 0,601 | 16 | 27,97418 | - |
| С2Н6 | 0,062 | 30 | 5,446041 | - |
| С3Н8 | 0,054 | 44 | 6,849062 | 69,176 |
| nС4Н10 | 0,038 | 58 | 6,459617 | 65,242 |
| iС4Н10 | 0,053 | 58 | 8,93717 | 90,265 |
| nС5Н12 | 0,010 | 72 | 2,153967 | 21,755 |
| iС5Н12 | 0,020 | 72 | 4,251916 | 42,944 |
| С6Н14+ | 0,146 | 86 | 36,62049 | 369,867 |
| Итого | 1 | ~ | 100 | 659,249 |
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 65% масс.
Количество безводной нефти в этом потоке
составляет:
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Правильность расчета
материального баланса определяется выполнением
условия:
Условие выполняется.
Данные по расчету блока
Таблица
2.7 Материальный баланс
сепарации первой
ступени
| Приход | Расход | ||||||
| %масс | кг/ч | т/г | %масс | кг/ч | т/г | ||
| Эмульсия | Эмульсия | 95 | |||||
| в том числе: | в том числе: | ||||||
| нефть | 35 | 58333 | 489,99 | нефть | 22 | 407,67 | |
| вода | 65 | 166666 | 1399,98 | вода | 78 | 1399,99 | |
| Всего | 100 | 215199,05 | 1807,66 | ||||
| ИТОГО | 100 | 224999 | 1889,98 | Газ | 5 | 82,31 | |
| |
|
|
ИТОГО | 100 | 224999 | 1889,97 | |
2.1Материальный баланс блока воды
Поток сырой
нефти производительностью
=/)*100=22,55 %
=100-24,55=77,45 %
На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в частности:
-обезвоженная нефть: вода-5 %; нефть-95%
-подтоварная вода: нефть-0,1%;вода-99,9%
Обозначим: - количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч;
-количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч
Тогда составим систему уравнения:
=
0,999B
=53746,21 кг/ч
Таким образом, количество неконцентрированной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны:
кг/ч, в том числе:
-нефть -0,95* =51058,89кг/ч
-вода -0,5* =26873,105кг/ч
кг/ч, в том числе:
-нефть -0,001*=161,45кг/ч
-вода
-0,999*=161291,37кг/ч
Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в табл.2.8
| Приход | Расход | ||||||
| % масс | кг/ч | т/г | % масс | Кг/ч | т/г | ||
| Эмульсия
В том числе: Нефть Вода |
24,55 63,23 |
54247,89 166666 |
455,68 1399,99 |
Обезвоженная нефть В том числе: Нефть Вода |
32,8 95 5 |
51058,89 26873,10 |
428,8 225,73 |
| Всего | 100 | 77931,99 | 654,62 | ||||
| Подтоварная вода в том числе: | 67,2 | ||||||
| Вода
Нефть |
99,9
0,1 |
161291,37
161,45 |
1354,84
1,35 | ||||
| Всего | 100 | 161452,82 | 1356,19 | ||||
| Итого | 100 | 237020 | 1990,9 | Итого | 100 | 237020 | 1990,9 |
Термодинамические параметры рассматриваемого
блока равны:
P = 0.105 МПа, T = 30 0С.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Ki) с учетом условий сепарации приведены в таблице 2.8.
Таблица 2.9 Исходные данные для расчета
| №п/п | Компонент смеси | Мольная доля компонента в нефти | Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль | Кi |
| 1 | СО2 | 0,014 | 44 | 301,5 |
| 2 | N2 | 0,049 | 28 | 563,8 |
| 3 | СН4 | 2,665 | 16 | 258,8 |
| 4 | С2Н6 | 0,412 | 30 | 45,85 |
| 5 | С3Н8 | 0,832 | 44 | 10,8 |
| 6 | nС4Н10 | 1,087 | 58 | 3,73 |
| 7 | iС4Н10 | 2,036 | 58 | 5,18 |
| 8 | nС5Н12 | 1,811 | 72 | 0,809 |
| 9 | iС5Н12 | 2,660 | 72 | 1,076 |
| 10 | С6Н14+ | 88,434 | 86 | 0,246 |
| ∑ | ∑ = 100 | ~ | ~ |