Размещено на http://allbest.ru

Автоматизированный электропривод насосной установки

Введение

Добыча нефти и газа с технической точки зрения - это совокупность технологических процессов, осуществляемых на нефтегазодобывающих предприятиях для получения этих продуктов в определённом количестве и определённого качества.

Важнейшие из этих процессов - эксплуатация скважин, сбор, подготовка и транспорт нефти и газа.

Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях - это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Основными технологическими установками, входящими в состав системы сбора и подготовки, являются:

?дожимная насосная станция (ДНС);

?дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ);

?установка предварительного сброса воды (УПСВ);

?установка подготовки нефти (УПН), которая входит в состав ЦПС.

Подготовка нефти и газа - это технологические процессы, осуществляемые с целью приведения их качества в соответствие с требованиями действующих стандартов и технических условий.

При подготовке нефти проводят её обезвоживание (отделение воды) обессоливание (удаление солей) или стабилизацию. При необходимости применяют сочетание этих процессов. Подготовленную нефть по магистральным нефтепроводам или в цистернах по железной дороге подают на нефтеперерабатывающие заводы и другим потребителям.

Газ подготавливают для его дальнейшего транспортирования по газопроводам, приведения его качества в соответствие с предъявляемыми требованиями, определяемыми из условий безопасного использования его потребителями, а также с целью получения сырья для нефтехимии и других отраслей народного хозяйства.

Универсальной системы сбора нефти, газа и воды, т.е. такой, которую можно было бы эффективно применять на любом месторождении, не существует. Каждое месторождение имеет свои особенности, связанные с природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объёмами добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды. Поэтому на каждом месторождении применяют такую систему сбора продукции скважин, которая наиболее приемлема для данного месторождения.

Нефть - полезное ископаемое, представляющее из себя маслянистую жидкость. Это горючее вещество, часто черного цвета, хотя цвета нефти в разных районах различаются. Она может быть и коричневой, и вишневой, зеленой, желтой, и даже прозрачной. С химической точки зрения нефть - это сложная смесь углеводородов с примесью различных соединений, например, серы, азота и других. Ее запах также может быть различным, так как зависит от присутствия в ее составе ароматических углеводородов, сернистых соединений.

Залегает нефть в горных породах, называемых коллекторами. Пласт-коллектор - это горная порода, способная вмещать в себе флюиды, т.е. подвижные вещества (это могут быть нефть, газ, вода). Упрощенно коллектор можно представить как очень твердую и плотную губку, в порах которой и содержится нефть.

1. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о системе сбора и подготовки скважинной продукции

Система сбора и подготовки нефти, газа и воды на нефтяном месторождении должна обеспечивать:

1) автоматическое измерение нефти, газа и воды по каждой скважине;

2) герметизированный сбор нефти, газа и воды на всем пути движения от скважин до магистрального нефтепровода;

3) доведения нефти, газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции (табл. 1.1), автоматический учет этой продукции и передача её транспортным организациям;

4) возможность ввода в эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса сооружений;

5) надежность эксплуатации технологических установок и возможность полной их автоматизации;

6) изготовление основных узлов системы сбора нефти и газа и оборудования технологических установок индустриальным способом в блочном и модульном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса.

Таблица 1 - Нормативные данные по качеству нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002

Показатель	Группа нефти
	1	2	3
Максимальное содержание воды, %, не более	0,5	0,5	1,0
Максимальное содержание хлористых солей, мг/л не более	100	300	900
Максимальное содержание механических примесей, %, не более	0,05	0,05	0,05
Максимальное давление насыщенных паров (ДНП) при температуре 37,8оС, кПа, не более	66,7	66,7	66,7
Массовая доля органических хлоридов, млн-1 (ppm)	10
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более	20	100	100
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более	40	100	100

При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качества, определенные стандартами значения, представленными в табл. 2.

Таблица .2 - Требования к качеству воды для закачки в пласт ОСТ 39-225-88

Проницаемость пласта, 10-6 м2	Удельная трещиноватость пласта	Допустимое содержание в воде, мг/л
		механических примесей	нефти
? 0,1	-	< 3	< 5
> 0,1	-	< 5	< 10
? 0,35	От 6,5 до 2 вкл.	< 15	< 40
> 0,35	Менее 2	< 30	< 50
? 0,6	От 35 до 3,6 вкл.	< 40	< 40
> 0,6	Менее 3,6	< 50	< 50

Чаще всего рекомендуется вместо одного трубопровода большого диаметра укладывать два трубопровода меньшего диаметра, равных по площади большому. Данная схема сбора представлена на рис. 1.1.

Рис. 1.1Схема герметизированной двухтрубной высоконапорной системы сбора нефти, газа и воды: 1- эксплуатационные скважины; 2 - выкидные линии; 3 - АГЗУ «Спутник»;4- сборный коллектор; 5 - установка предварительного сброса воды (УПСВ); 6- установка подготовки нефти (УПН); 7 - автоматизированная замерная установка товарной нефти; 8 - кустовая насосная станция (КНС); 9 - нагнетательные скважины; 10 - коллектор товарной нефти; 11 - парк товарных резервуаров; 12 - головная насосная станция; 13 - магистральный нефтепровод; 14 - сборный газопровод; 15 - установка компримирования природного газа (УКПГ); 16 - дожимная насосная станция (ДНС)

Это важно для получения высоких скоростей потоков (1,5-2,5м/с), предотвращающих образование в повышенных местах рельефа местности так называемых «газовых мешков», которые приводят к значительным пульсациям давления в системе сбора и к срыву нормального режима работы сепарационных установок, установок подготовки нефти и установок подготовки и сброса воды.

1.2 Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов - деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.

На ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Как уже указывалось, жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 - 10% (мас).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента - деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.



Рис. 1.2 Принципиальная схема дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Оборудование: С-1; С-2 - нефтегазосепараторы (НГС), ГС - газосепараторы; ОГ - отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 - центробежные насосы. Потоки: ГВД на УКПГ - газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; ГНД - газ низкого давления.

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосов.

1.3 Принципиальная схема сбора и подготовки нефти газа и воды

Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов, которые представлены на рисунке 2.7.

Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС),где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.

Элемент 3. ДНС -- газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации. Элемент 4. ДНС -- УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

Элемент 5. ДНС -- установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.



Рисунок 2.7 -- Схема сбора и подготовки продукции на промысле

1 -- продуктивный пласт; 2 -- насос; 3 -- НКТ; 4 -- обсадная колонна; 5 -- устье добывающей скважины; 6 -- ГЗУ; 7 -- КНС; 8 -- УПСВ; 9 -- ДНС; 10 -- газосборная сеть; 11 -- нефтесборный коллектор; 12 -- УКПН; 13 -- узел подготовки воды; 14 -- нагнетательный трубопровод; 15 -- обсадная колонна нагнетательной скважины; 16 -- НКТ; 17 -- пакер; 18 -- пласт

Элемент6. УПСВ - КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.

Элемент7. УКПН -- установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к. одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая - для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.

Элемент8. Установка подготовки воды -- КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.

Элемент 9. КНС -- нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.

1.4 Функциональная схема автоматизации

Функциональная схема автоматизации является техническим документом, определяющим функционально-блочную структуру отдельных узлов автоматического контроля, управления и регулирования технологического процесса и оснащения объекта управления приборами и средствами автоматизации [1]. На функциональной схеме изображаются системы автоматического контроля, регулирования, дистанционного управления, сигнализации.

Все элементы систем управления показываются в виде условных изображений и объединяются в единую систему линиями функциональной связи. Функциональная схема автоматического контроля и управления содержит упрощенное изображение технологической схемы автоматизируемого процесса. Оборудование на схеме показывается в виде условных изображений.

При разработке функциональной схемы автоматизации технологического процесса решены следующие задачи [1]:

- задача получения первичной информации о состоянии технологического процесса и оборудования;

- задача непосредственного воздействия на технологический процесс для управления им и стабилизации технологических параметров процесса;

- задача контроля и регистрации технологических параметров процессов и состояния технологического оборудования.

В соответствии с заданием разработаны два варианта функциональных схем автоматизации:

- по ГОСТ 21.404-85 «Автоматизация технологических процессов. Обозначения условные приборов и средств автоматизации в схемах» и ГОСТ 21.408-93 «Система проектной документации для строительства. Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов»;

- по Стандарту американского общества приборостроителей ANSI/ISA S5.1. «Instrumetation Symbols and Identification».

Функциональная схема автоматизации по ГОСТ 21.404-85.Функциональная схема автоматизации выполнена согласно требованиям ГОСТ 21.404-85 и приведена в альбоме схем (ФЮРА.425280.001.ЭС.05). На схеме выделены каналы измерения (1-6, 8-9, 11-14) и каналы управления (7, 10). Контуры 6-7 и 9-10 реализуют автоматическое открытие клапана сброса воды и регулирование давления соответственно.

Функциональная схема автоматизации по ANSI/ISA. Функциональная схема автоматизации выполнена согласно требованиям ANSI/ ISA S5.1 и приведена в альбоме схем (ФЮРА.425280.001.ЭС.06). Для разработки функциональной схемы автоматизации по ANSI/ ISA были выбраны следующие объекты автоматизации: один насосный агрегат ПНС, регулятор давления на выходе ПНС. Согласно этой схеме осуществляются следующие операции:

- измерение температуры обмоток двигателя, ее индикация и регистрация на щите РСУ,

- измерение вибрации корпуса двигателя, ее индикация и регистрация на щите РСУ,

- измерение давления на выходе подпорной насосной станции, его индикация и регистрация на щите РСУ, регулирование с помощь регулятора давления К6 со щита РСУ.

2. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет материального баланса дожимной насосной станции (ДНС)

При расходе нефтяной эмульсии Gэ - 1000000 тонн/год часовая производительность установки составит

т/ч. (3.1)

Таблица 3.1.1 Исходные данные для расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ()Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмольКi
CO2	0,17	44	14,6
N2	0,53	28	48,8
CH4	20,06	16	20,8
С2Н6	1,86	30	2,98
С3Н8	4,44	44	0,63
изо-С4Н10	2,29	58	0,29
н-С4Н10	4,50	58	0,2
изо-С5Н12	2,36	72	0,05
н-С5Н12	2,92	72	0,04
С6Н14+	60,87	86	0,01
?	?100?-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти по формуле :

, (3.2)

где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии; - мольная доля отгона, - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации.

Таблица 3.1.2 Определение мольной доли отгона

Компонент смеси	19	20	19,21
CO2	0,006925223	0,006672043	0,006870474
N2	0,02565364	0,024492424	0,025400741
CH4	0,876203276	0,841225806	0,868618822
C2H6	0,040276123	0,039704871	0,0401548
C3H8	0,030087125	0,030207343	0,030112291
i-C4H10	0,007676569	0,007740093	0,007689823
n-C4H10	0,010613208	0,010714286	0,010634275
i-C5H12	0,001439902	0,00145679	0,001443416
n-C5H12	0,001428571	0,001445545	0,001432103
остаток	0,007497229	0,007589776	0,007516476
?	1,007800866	0,971248977	0,999873222

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 19,21 молей газа.

Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти.

Таблица 3.1.3 Мольный баланс процесса сепарации первой ступени.

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z'i), %	Газ из сепаратора	Нефть из сепаратора моли (z'i - N0гi)	Мольный состав нефти из блока сепараторов x'i=( z'i- N0гi).100, % У(z'i- N0гi)
		Молярная концентрация (y'i)	Моли
CO2	0,17	0,006870474	0,131981808	0,038018192	0,047056623
N2	0,53	0,025400741	0,48794824	0,04205176	0,05204913
CH4	20,06	0,868618822	16,68616757	3,373832433	4,175926145
C2H6	1,86	0,0401548	0,771373716	1,088626284	1,347435906
C3H8	4,44	0,030112291	0,578457116	3,861542884	4,779584702
i-C4H10	2,29	0,007689823	0,147721492	2,142278508	2,651583031
n-C4H10	4,5	0,010634275	0,204284431	4,295715569	5,316977446
i-C5H12	2,36	0,001443416	0,027728026	2,332271974	2,886745476
n-C5H12	2,92	0,001432103	0,027510692	2,892489308	3,580148678
остаток	60,87	0,007516476	0,144391501	60,7256085	75,16249286
?	100	0,999873222	19,20756459	80,79243541	100

Таблица 3.1.4 Массовый баланс процесса сепарации первой ступени.

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi), %	Массовый состав сырой нефти Mic= zi.Mi	Массовый состав газа из сепаратора Miг=N0гi. Mi	Массовый состав нефти из сепаратора Miн= Mic- Miг	Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти Riг=100.Miг/ Mic , %
CO2	0,17	7,48	5,807199548	1,672800452	77,6363576
N2	0,53	14,84	13,66255072	1,17744928	92,06570566
CH4	20,06	320,96	266,9786811	53,98131893	83,18129395
C2H6	1,86	55,8	23,14121148	32,65878852	41,47170517
C3H8	4,44	195,36	25,45211312	169,9078869	13,02831343
i-C4H10	2,29	132,82	8,567846537	124,2521535	6,450720175
n-C4H10	4,5	261	11,84849702	249,151503	4,539654032
i-C5H12	2,36	169,92	1,996417881	167,9235821	1,174916361
n-C5H12	2,92	210,24	1,980769804	208,2592302	0,942146977
остаток	60,87	5234,82	12,41766911	5222,402331	0,237212915
?	100	6603,24	371,8529563	6231,387044	5,63137121

Rсмг=0,0563137 - массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг=? Miг/ бN0гi (3.3)

Mсрг = 371,85/ 19,2= 19,3597

Плотность газа:

кг/м3. (3.4)

Таблица 3.1.5 Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе.

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/?N0гi	Молекулярная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/?N0гi].Mi.100 , % Mсрг	Содержание тяжёлых углеводородов [N0гi/?N0гi].Mi.?ср.103, Mсрг г/мі
CO2	0,006871345	44	1,561692451	~
N2	0,025403962	28	3,674181014	~
CH4	0,868728958	16	71,79684242	~
С2Н6	0,040159892	30	6,22321568	~
С3Н8	0,030116109	44	6,844671447	570,663027
изо-С4Н10	0,007690798	58	2,304095313	192,1000907
н-С4Н10	0,010635624	58	3,186339337	265,6557097
изо-С5Н12	0,001443599	72	0,536883692	44,76177934
н-С5Н12	0,001432284	72	0,532675556	44,41093306
С6Н14+	0,007517429	86	3,33940309	278,417144
Итого	1	~	100	1396,008684

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 60% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет

Qн = 47,619 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,0563137. 47,619 = 2,682 т/ч.

Qнсеп = Qн - Qг = 47,619 - 2,682 = 44,937 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q Н2О = 44,937 + 71,429 = 116,366 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

бQдо сеп = ?Qпосле сеп;

Qдо сеп = Q = 119,048 т/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 116,366 + 2,682 = 119,048 т/ч.

Условие выполняется.

Таблица 3.1.6 Материальный баланс сепарации первой ступени

2.2 Расчет материального баланса второй ступени сепарации

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

P=0,5 Мпа, t= 100С

Таблица 3.2.1 Исходные данные

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ()Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмольКi
CO2	0,047	44	29,2
N2	0,052	28	97.6
CH4	4,176	16	41,6
С2Н6	1,347	30	5,96
С3Н8	4,78	44	1,26
изо-С4Н10	2,651	58	0,58
н-С4Н10	5,317	58	0,4
изо-С5Н12	2,887	72	0,1
н-С5Н12	3,58	72	0,08
С6Н14+	75,162	86	0,02
?	?100?-

Таблица 3.2.2 Определение мольной доли отгона.

Компонент смеси	3	2	2,95
CO2	0,007434453	0,008774936	0,007491675
N2	0,01302001	0,017309686	0,013183365
CH4	0,783235347	0,958728477	0,790470037
С2Н6	0,06988266	0,073036026	0,070033847
С3Н8	0,059761858	0,059916435	0,059769567
изо-С4Н10	0,015572007	0,015506051	0,015568696
н-С4Н10	0,021657841	0,021526316	0,021651227
изо-С5Н12	0,002967112	0,002939919	0,00296574
н-С5Н12	0,00294529	0,002917685	0,002943897
С6Н14+	0,015487946	0,015333129	0,015480131
	0,991964524	1,17598866	0,999558183

Таблица 3.2.3 Мольный баланс процесса сепарации второй ступени.

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z'i), %	Газ из сепаратора	Нефть из сепаратора моли (z'i - N0гi)	Мольный состав нефти из блока сепараторов x'i=( z'i- N0гi).100, % У(z'i- N0гi)
		Молярная концентрация (y'i)	Моли
CO2	0,047	0,007491675	0,022100442	0,024899558	0,025656078
N2	0,052	0,013183365	0,038890927	0,013109073	0,013507365
CH4	4,176	0,790470037	2,331886609	1,844113391	1,900142839
С2Н6	1,347	0,070033847	0,20659985	1,14040015	1,175048774
С3Н8	4,78	0,059769567	0,176320224	4,603679776	4,743552757
изо-С4Н10	2,651	0,015568696	0,045927654	2,605072346	2,684221908
н-С4Н10	5,317	0,021651227	0,063871119	5,253128881	5,412733986
изо-С5Н12	2,887	0,00296574	0,008748934	2,878251066	2,965700579
н-С5Н12	3,58	0,002943897	0,008684497	3,571315503	3,679822299
С6Н14+	75,163	0,015480131	0,045666385	75,11733361	77,39961342
?	100	0,999558182	2,94869664	97,05130336	100

Таблица 3.2.4 Массовый баланс сепарации второй ступени.

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi), %	Массовый состав сырой нефти Mic= zi.Mi	Массовый состав газа из сепаратора Miг=N0гi. Mi	Массовый состав нефти из сепаратора Miн= Mic- Miг	Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти Riг=100.Miг/ Mic , %
CO2	0,047	2,068	0,972419455	1,095580545	47,02221737
N2	0,052	1,456	1,088945944	0,367054056	74,7902434
CH4	4,176	66,816	37,31018574	29,50581426	55,84019657
С2Н6	1,347	40,41	6,197995499	34,2120045	15,33777654
С3Н8	4,78	210,32	7,758089851	202,5619101	3,688707613
изо-С4Н10	2,651	153,758	2,66380391	151,0941961	1,732465244
н-С4Н10	5,317	308,386	3,704524891	304,6814751	1,201262343
изо-С5Н12	2,887	207,864	0,629923263	207,2340767	0,303045868
н-С5Н12	3,58	257,76	0,625283802	257,1347162	0,242583722
С6Н14+	75,163	6464,018	3,927309127	6460,090691	0,06075647
?	100	7712,856	64,87848148	7647,977519	0,84117325

Rсмг=0,0084119- массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

Mсрг = 64,8784148 / 2,94869664 = 22,002625

Плотность газа:

кг/м3.

Таблица 3.2.5 Характеристика газа выделившегося в сепараторе.

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/?N0гi	Молекулярная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/?N0гi].Mi.100 , % Mсрг	Содержание тяжёлых углеводородов [N0гi/?N0гi].Mi.?ср.103, Mсрг г/мі
CO2	0,007494944	44	1,498810015	~
N2	0,013189117	28	1,678414677	~
CH4	0,790814951	16	57,50695314	~
С2Н6	0,070064406	30	9,553097354	~
С3Н8	0,059795647	44	11,95770272	566,526782
изо-С4Н10	0,015581365	58	4,107324268	194,5950033
н-С4Н10	0,021660674	58	5,709860057	270,5192393
изо-С5Н12	0,002967034	72	0,970913621	45,99951866
н-С5Н12	0,002945182	72	0,963762726	45,6607267
С6Н14+	0,015486679	86	6,053161427	286,7840207
?	1	~	100	1410,085291

Составим материальный баланс блока без сбора воды:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,0084. 44,9375= 0,378 т/ч.

Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:

Qнсеп = Qн - Qг = 44,9375- 0,378 = 44,5595 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q Н2О = 44,5595 + 71,4286 = 115,9881 т/ч.

Таблица 3.2.6 Материальный баланс второй степени сепарации

2.3 Материальный баланс сброса воды

Поток сырой нефти производительностью Qсеп входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:

Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)

Rнсеп = 100 (44,9375/ 116,366) = 38,6174 %.

Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 - 38,6174 = 61,3826 %.

На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в частности:

обезвоженная нефть: вода - 0,5%; нефть - 99,5%;

подтоварная вода: нефть - 0,1%; вода - 99,9%.

Обозначим: Qнот = Н - количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; Qвот = В - количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.

Тогда составим систему уравнений:

Qсеп . Rнсеп = 0,995 . Н + 0,001 . В

Qсеп . Rвсеп = 0,005 . Н + 0,999 . В.

Решая эту систему, получаем



Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны.

Qнот = 44,7116 т/ч, в том числе:

нефть - 0,995.Qнот= 44,488 т/ч;

вода - 0,005.Qнот= 0,2236 т/ч.

Qвот = 71,2763 т/ч, в том числе:

вода 0,999.Qвот= 71,2050 т/ч;

нефть - 0,001.Qвот= 0,0713 т/ч.

Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в табл. 3.3.1

Приход	Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Обезвоженная нефть	38,42
в том числе:
нефть	38,6173255	44,937	377475	в том числе:
вода	61,3826745	71,429	600000	нефть	99,5	44,49	373686,66
				вода	0,5	0,22	1877,82
				Всего	100	44,71	375564,47
				Подтоварная
				вода	61,25
				в том числе:
				вода	99,9	71,21	598108,64
				нефть	0,1	0,07	598,71
				Всего	100,0	71,28	598707,35
				Газ	0,32	0,38	3175,3
Итого	100,00	116,37	977475	Итого	100,0	116,37	977475

2.4Общий материальный баланс установки

На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.4.1

Таблица 3.4.1 Общий материальный баланс установки

		Приход				Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Подготовленная	37,56
в том числе:				нефть
нефть	40	47,619	400000	в том числе:
вода	60	71,429	600000	нефть	99,5	44,49	373686,66
				вода	0,5	0,22	1877,82
				Всего	100,00	44,71	375564,47
				Газ	2,57	3,06	25704
				Подтоварная	59,87
				вода
				в том числе:
				вода	99,9	71,21	598108,64
				нефть	0,1	0,07	598,71
				Всего	100	71,28	598707,35
Итого	100	119,05	1000000	Итого	100,00	119,05	1000000

ЛИТЕРАТУРА

скважинный насосный станция

1.Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Изд. 2 перераб, и доп. М., Недра, 1979, с. 319.

2.Расчет технологических установок системы сбора и подготовки скважиной продукции. С.А. Леонтьев, Р.М. Галикеев, О.В. Фоминых.: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010

3.Сбор, подготовка и хранение нефти. Технология и оборудование. Учебное пособие. / А.Р. Хафизов, Н.В. Пестрецов, В.В.Чеботарев и др. ; Под ред. А.Р.Хафизова, Н.В. Пестрецова, В.В. Шайдакова. 2002,с. 551.

4. Kаспарьянц K. C., Промысловая подготовка нефти и газа, M., 1973

Размещено на Allbest.ru

...