Техника и технология сепарации нефти от газа

 

 

II вариант ( = 0,45 Мпа, t = 15°C).

 

Проводим аналогичный расчет для других условий сепарации. Полученный результаты заносим в таблицу 3.

 

Таблица 3

Таблица расчетов (Р=0,45 МПа, t=15 ОС)

 

Компо- ненты	Молярный состав пластовой нефти,  ηi	Молекулярная масса компонентов, г/моль	Константы равновесия при Р=0,45 МПа, t=15 ОС	Молярный состав продуктов сепарации		V
				Нефть, xi	Газ, yi
СН4	0,54	16	37,75	0,0181	0,68328	0,66518
С2H6	0,1	30	6	0,02031	0,12188	0,10156
С3Н8	0,09	44	1,65	0,0596	0,09835	0,03874
i-C4H10	0,02	58	0,575	0,03001	0,01725	-0,0128
n-C4H10	0,03	58	0,43	0,05427	0,02334	-0,0309
C5+ ВЫСШИЕ	0,19	160	0,022	0,81664	0,01797	-0,7987
Продолжение таблицы 3
N2	0,0167	28	152	0,00014	0,02125	0,02111
СO2	0,0133	44	15,025	0,00111	0,01665	0,01554
				1,00018	0,99995	-0,0002
	Сумма = 1					V = 0,7846
						L= 0,2154

 

 

Продолжение таблицы расчетов 3

 

Молеку-лярная масса смеси, Мсм	Число молей исходной смеси,    nсм	Число молей нефти,     nн	Число молей газа,     nг	Молеку-лярная масса нефти,      Мн	Молеку-лярная масса газа,      Мг	Количес-во нефти,      Gн,  т/год	Количес-во газа,       Gг,  т/год	Заданный расход смеси, т/год
8,64				0,2896	10,9325
3				0,60938	3,65631
3,96				2,62253	4,32718
1,16				1,74032	1,00068
1,74				3,14774	1,35353
30,4				130,662	2,87457
0,4676				0,00391	0,5949
0,5852				0,04875	0,73247
49,9528	600567	129362	471205	139,124	25,4721	1,8∙107	1,2∙107	3∙107

 

 

4.2 Расчет места образования гидратной пробки.

 

Условия транспортировки газа по трубопроводу представлены в таблице 4.

Рн, МПа	Рк, МПа	d, м	tн ,оС	t0, оС	W, г/м3
3	1,5	0,4	15	5	4

 

 

Массовый расход определен в первом этапе. Далее ведем расчет I варианта.

I вариант ( = 1 Мпа, t = 15°C).

 

1. Построим кривую изменения давления по длине газопровода. Записав массовые расходы газа для двух участков газопровода (от его начала до т. Х и от т. Х до конца газопровода) и, учитывая постоянство массового расхода по длине газопровода (G1=G2), получим:

,

(4.2.1)

 

откуда

.

(4.2.2)

 

где РХ – давление в любой точке газопровода; Р1 – начальное давление; Р2 – конечное давление; Х – расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; L – длина газопровода.

2. Рассчитаем свойства газа (плотность, теплоемкость) по правилу аддитивности, относительную плотность (Приложение А).

Таблица 5

Удельная массовая теплоемкость и молекулярная масса смеси

(I вариант)

 

Компонент
СН4	0,727	2220	1614,03	16	11,63
С2H6	0,121	1729	209,25	30	3,63
С3Н8	0,084	1560	131,43	44	3,71
i-C4H10	0,012	1560	18,20	58	0,71
n-C4H10	0,015	1490	22,71	58	0,88
N2	0,023	1450	23,74	28	0,64
CO2	0,017	1410	14,59	44	0,76
			2033,97		20,51

 

 

Плотность смеси в стандартных условиях:

  .

Относительная плотность смеси по воздуху:

.

3. Построим кривую изменения температуры газа по длине газопровода. Изменение температуры газа в начальной части газопровода, до выравнивания ее с температурой грунта, можно установить по фактическим замерам или по формуле В. Г. Шухова. На всем остальном протяжении газопровода температуру газа в нем условно можно приравнять к температуре грунта или воздуха (при надземной прокладке газопровода).

Закон распределения температуры жидкости по длине трубопровода:

 

,	(4.2.3)

 

 

где Шу – параметр Шухова:

 

,	(4.2.4)

 

где k – коэффициент теплопередачи в окружающую среду, Вт/(м2 К); tx, tН  и t0 – температура газа на расстоянии x от начала газопровода, начальная температура газа и температура окружающей среды оС; d –внутренний диаметр трубопровода, м; x – расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; G – массовый расход газа по газопроводу, кг/с; CP – удельная массовая теплоемкость нефти, Дж/(кг К).

4. В увязке с изменением давления в газопроводе построим кривую изменения точек росы газа по длине газопровода, пользуясь кривыми, приведенными в Приложении Б и известным содержанием влаги в газе.

Влагосодержание можно определить по уравнению Бюкачека :

 

,	(4.2.5)

 

где А – коэффициент характеризующий влажность идеального газа; В – коэффициент учитывающий отклонение влажности природного газа относительной плотностью 0,6 от показателей идеального газа. Коэффициенты определяются в зависимости от температуры по таблице из Приложения В; Р – давление газа, МПа.

5. С учетом изменения давления в газопроводе и известного состава газа построим кривую изменения температуры начала образования гидратов по длине газопровода, пользуясь графиками, показанными в Приложении Г.

Результаты всех расчетов представим в таблице 6.

 

Таблица 6

Изменение параметров по длине трубопровода

 

Длина		0	1000	2000	3000	4000
Изменение по длине	давления	3,00	2,89	2,77	2,64	2,51
	параметра Шухова	0,00	0,57	1,13	1,70	2,27
	е-шу	1,00	0,57	0,32	0,18	0,10
	температуры	15,00	10,67	8,22	6,83	6,04
	коэффициента А	13,17	9,84	8,33	7,58	7,17
	коэффициента В	0,09	0,07	0,06	0,06	0,06
	содержания влаги	0,52	0,41	0,36	0,34	0,34
	температуры точки росы	18	13	9,5	8,6	8
	температуры начала образования гидратов	11,2	10,6	9,6	8,8	7,5

 

 

Продолжение таблицы 6

 

5000	6000	7000	8000	9000	10000
2,37	2,22	2,07	1,90	1,71	1,50
2,83	3,40	3,97	4,53	5,10	5,67
0,06	0,03	0,02	0,01	0,01	0,003
5,59	5,33	5,19	5,11	5,06	5,03
6,96	6,84	6,78	6,74	6,72	6,70
0,06	0,06	0,05	0,05	0,05	0,05
0,35	0,36	0,38	0,41	0,44	0,50
7,4	6,5	5,8	5	5	5
7,0	6	5,5	5,0	4,4	3,8

 

 

Представим зависимости в виде графика.

 

Рисунок 10 – Изменение условий образования гидратов в газопроводе

(I вариант): ряд 1 - изменение давления по длине газопровода; ряд 2 - изменение температуры газа по длине газопровода; ряд 3 - изменение температуры точки росы по длине газопровода; ряд 4 - изменение температуры начала образования гидратов по длине газопровода.

II вариант ( = 0,45 Мпа, t = 15°C).

 

Аналогичный расчет проведем для газа, полученного при других условиях сепарации. Определим и занесем в таблицу 7 свойства газа.