Техника и технология сепарации нефти от газа

 

Таблица 7

Удельная массовая теплоемкость и молекулярная масса смеси

(II вариант)

 

Компонент
СН4	0,683	2220	1516,88	16	10,93
С2H6	0,122	1729	210,73	30	3,66
С3Н8	0,098	1560	153,42	44	4,33
i-C4H10	0,017	1560	25,71	58	1,00
n-C4H10	0,023	1490	34,77	58	1,35
C5+ ВЫСШИЕ	0,018	880	15,81	160	2,87
N2	0,021	1450	22,07	28	0,59
CO2	0,017	1410	14,00	44	0,73
			1993		21,1

 

 

Плотность смеси в стандартных условиях:

  .

Относительная плотность смеси по воздуху:

.

 

Таблица 8

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	0,46	0,92	1,39	1,85
	е-шу	1,00	0,63	0,40	0,25	0,16
	температуры	15,00	11,30	8,97	7,50	6,57
	коэффициента А	13,17	10,25	8,78	7,94	7,45
	коэффициента В	0,09	0,07	0,07	0,06	0,06
	содержания влаги	0,52	0,43	0,38	0,36	0,35
	температуры точки росы	18,00	14,00	10,20	9,00	8,60
	температуры начала образования гидратов	11,70	11,30	9,93	8,99	8,00

 

 

Продолжение таблицы 8

 

5000	6000	7000	8000	9000	10000
2,37	2,22	2,07	1,90	1,71	1,50
2,31	2,77	3,23	3,70	4,16	4,62
0,10	0,06	0,04	0,02	0,02	0,01
Продолжение таблицы 8
5,99	5,63	5,39	5,25	5,16	5,10
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

 

 

Рисунок 11 – Изменение условий образования гидратов в газопроводе

(II 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.

 

Как видно из результатов расчетов, изменение условий сепарации НГС приводит к изменению места начала образования гидратной пробки. Сравним равновесные составы газов, полученных после сепарации при разных условиях (табл. 7). Так с уменьшением давления сепарации содержание тяжелых компонентов в отсепарированном газе увеличивается. Вместе с тем увеличение доли тяжелых компонентов в газовом потоке замедляет скорость падения температуры. В свою очередь температура точки росы у такого газа лежит выше, чем у более легкого, как и температура начала образования гидратов. В результате этого место начала образования гидратов при их транспортировке начинается раньше.

Таблица 9

Состав газов, отсепарированных при разных условиях

 

		СН4	С2H6	С3Н8	i-C4H10	n-C4H10	C5+ ВЫСШИЕ	N2	СO2
Состав смеси, доли мольн.	I вариант	0,727	0,121	0,084	0,012	0,015	0,000	0,023	0,017
	II вариант	0,683	0,122	0,098	0,017	0,023	0,018	0,021	0,017

 

 

 

Заключение

 

В данной курсовой работе были рассмотрены теоретические основы расчета фазового равновесия углеводородных смесей, описаны основные уравнения, позволяющие определить их равновесный состав. С их помощью, зная состав и расход смеси, можно определить равновесный состав и расход газа, получаемого в результате сепарации.

Поимо этого в работе описаны основные конструкции двухфазных сепараторов, отмечены их особенности и области применения. Проанализированы показатели эффективности их работы, а также факторы, влияющие на эффективность.

Результаты расчетной части работы показывают, что меньшее давление в сепараторе приводит к увеличению доли тяжелых углеводородов в составе отсепарированного газа. Это в свою очередь приводит к повышению температур точки росы и начала гидратообразования. Однако температура газа по длине трубопровода в это случае также выше, чем у более легкого, поэтому место начала гидратообразования в первом случае (Р=1,0 МПа, t=15 ОС) начинается ненамного раньше (980 м), чем во втором (Р=0,45 МПа, t=15 ОС, 1030 м).

Подобные расчеты позволяют подобрать необходимые условия сепарации НГС для предупреждения гидратообразования, определить наиболее опасные участки газопровода для применения дополнительных методов предупреждения. На сегоднящний день к основным таким методам относят:

• подогрев газа на станциях подогрева паром или другими теплоносителями в теплообменниках;
• снижение давления. Метод используется для предупреждения гидратообразования или ликвидации образовавшихся гидратов;
• безгидратный режим эксплуатации скважин за счет выбора технологического режима работы или подачи ингибитора гидратообразования в скважину;

ввод в поток газа ингибиторов — химических веществ, замедляющих либо исключающих гидратообразование. Особенно часто этот метод применяют для предупреждения и ликвидации гидратов в призабойной зоне пласта и стволах скважин. Требуется подача большого количества ингибитора не только в скважины, но и в шлейфы. 
Список литературы

 

1. Сбор, подготовка и хранение нефти. Технология и оборудование. Учебное пособие / А.Р. Хафизов [и др] –Уфа, 2002. – 553 с.

2. Баталин О. Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов /О. Ю. Баталин, А. И. Брусиловский, М. Ю. Захаров.–М: Недра, 1992. – 272 с.

3. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений – М.: Недра, 1987. – 319с.

4. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти /Под ред. О. Ф. Глаголевой и В М. Капустина. - М.: Химия, КолосС, 2007. - 400 с.

5. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: Учебник для вузов. – 3-е изд., стереотипное. Перепечатка со второго издания 1979г. – М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. – 319с.

6. Шишмина Л.В. Сбор и подготовка продукции нефтяных скважин, Томск 2014

7. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. М.: Недра, 1974. – 208с.

8. Катаев, К.А. Гидратообразование в трубопроводах природного газа [Текст] / К.А. Катаев // Всероссийский журнал научных публикаций: сб. науч. тр. /М, 2011. – Вып. 1 (2). – С. 22-23.

9. 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. – 320с.

10. Тронов В.П. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. Казань: «Фэн», 2002. 408с.

 

Приложение А

Молекулярная масса и удельная теплоемкость углеводородов

 

Компоненты	Мм	Ср
СН4	16	2220
С2Н6	30	1729
С3Н8	44	1560
С4Н10	58	1490
C5H12	72	1450
C6H14	86	1410

 

 

 

Приложение Б

Максимальное содержание водяных паров в газе в зависимости от давления и температуры

 

Приложение В

Значения коэффициентов А и В в уравнении Бюкачека для различных температур

 

Темпер., оС	А	В	Темпер.,оС	А	В	Темпер., оС	А	В
0	0,145	0,00347	12	10,72	0,7670	60	152,0	0,562
-38	0,178	0,00402	14	12,39	0,0855	62	166,5	0,399
-34	0,267	0,00538	16	13,94	0,0930	64	183,3	0,645
-30	0,393	0,00710	18	15,75	0,1020	66	200,5	0,691
-28	0,471	0,00806	20	17,87	0,1120	68	219,0	0,741
-26	0,566	0,00921	22	20,15 '	0,1227	70	238,5	0,793
-24	0,677	0,01043	24	22,80	0,1343	72	260,0	0,841
-22	0,809	0,01168	26	25,50	0,1463	74	283,0	0,902
-20	0,960	0,01340	28	28,70	0,1595	76	306,0	0,965
-18	1,144	0,01510	30	32,30	0,1740	78	335,0	1,023
-16	1,350	0,01705	32	36,10	0,1 89	80	363,0	1,083
-14	1,590	0,01927	34	40,50	0,207	82	394,0	1,148
-12	1,868	0,02115	36	45,20	0,224	84	427,0	1,205
-10	2,188	0,02290	38	50,80	0,242	86	462,0	1,250
-8	2,550	0,02710	40	56,20	0,263	88	501,0	1,290
-6	2,990	0,03035	42	62,70	0,285	90	537,5	1,327
-4	3,480	0,03380	44	69,20	0,310	92	582,5	1,365
-2	4,030	0,03770	46	76,70	0,335	94	624,0	1,405
0	4,670	0,04180	48	85,30	0,363	96	672,0	1,445
2	5,400	0,04640	50	94,00	0,391	98	725,0	1,487
4	6,225	0,0515	52	103,00	0,422	100	776,0	1,530
6	7,150	0,0571	54	114,00	0,454	110	1093,0	2,620
8	8,200	0,0630	56	126,00	0,487	120	1520,0	3,410
10	9,390	0,0696	58	138,00	0,521	130	2080,0	4,390