Расчет материального баланса УПСВ

       ЗАДАНИЕ

на  курсовую работу по курсу «Сбор и  подготовка скважиной  продукции»

Ф.И.О. студента     

Группа НР-07-11

Дата выдачи задания:   15 сентября 2011 г.

Срок представления  работы: 5 декабря 2011 г.

    Тема  курсовой работы: «Рассчитать материальный баланс УПСВ производительностью 1,4 млн. т/год по товарной нефти; годовая продолжительность 350 дней; обводненность сырой нефти 65%мас.; содержание воды в нефти на выходе из установки 5%мас; содержание углеводородов в товарной воде 0.1%мас. Давление стадии сепарации 0.8 МПа; температура стадии сепарации 20ОС. Давление стадии отстаивания 0.8 МПа; температура стадии отстаивания 50ОС. Давление стадии КСУ 0.105 МПа; температура стадии КСУ 30ОС.» 
 

Состав  входящей нефти

№  п/п Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти (z
),  % мол.		 Молекулярная  масса (М
), кг/кмоль
1 Диоксид углерода (СО
)		 0,11 44
2 Азот (N2) 0,93 28
3 Метан (СН
)		 23,37 16
4 Этан (С
Н
)		 0,84 30
5 Пропан (С
Н
)		 0,87 44
6 i-Бутан (i-С
Н
)		 0,93 58
7 n-Бутан (n-С
Н
)		 1,82 58
8 i-Пентан (i-С
Н
)		 1,41 72
9 n-Пентан (n-С
Н
)		 2,09 72
10 Остаток 67,63 86
 
100,00 -
 

Перечень  подлежащих разработке вопросов в расчетно-пояснительной  записке:

  • Рисунок принципиальной технологической схемы объекта  и ее описание.
  • Описание и принцип действия типового аппарата
  • Расчет материальный баланс установки в целом и по стадиям
 
 
 

Содержание 

                                                                                                                                    Стр.

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 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

    1. Теоретическая часть

1.1Описание  принципиальной технологической  схемы установки  предварительного  сброса воды (УПСВ)

  Установка  предварительного сброса воды  напоминает упрощенную схему  установки подготовки нефти. Принципиальное  различие состоит в отсутствии  оборудования для окончательного  обезвоживания нефти до соответствия  ГОСТ 51858-2002.

   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. Затем частично обезвоженная  нефть поступает на конечную  сепарационную установку, где  производится отбор газа при  более низком давлении, и затем  направляется на УПН или 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 и окончательной  дегазацией;

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

    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.

    Процесс  предварительного обезвоживания  нефти должен предусматриваться  при обводненности поступающей  продукции скважин не менее  15-20% и осуществляется , 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. 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  насосных.

Принципиальная  схема установки представлена на рис.1.1

 

Рис. 1.4. Принципиальная схема установки предварительного сброса воды (УПСВ):

Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; ОГ – отстойник  горизонтальный;

Н-1, Н-2 – центробежные насосы. Потоки: УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной  подготовки газа 

 

1.2 Нагревательное оборудование, используемое на установках еловой подготовки скважинкой продукции

1.2.1 Трубчатые печи  

     Печь  трубчатая блочная ПТБ-10-64(рис 1) предназначена  для подогрева обводненных нефтей перед аппаратами глубокого обезвоживания  и обессоливания. Допускается применения для нагрева нефтяных эмульсий с  повышенной коррозионной активностью  и склонностью к отложению  солей и механических примесей не установках подготовки нефти пропускной способностью 3, 6 и 9 млн т/год. 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 В шифре  установки приняты следующие  обозначения:

-ПТБ-печь трубчатая блочная;

-Первое число- номинальная тепловая производительность,

-второе –  допустимое рабочее давление. 
 

Технические характеристики печи ПТБ-10-64

Паказатель ПТБ-10-64

ПТБ-10А

Тепловая  мощность, МВт(Гкал/ч) 11,6(10)
Производительность  по нефтяной эмульсии, кг/с (т/ч) в пределах…. 115,7(416,6)
Температура на выходе , С +5 и более
Температура на выходе , (К)С, не более…. (90)
Топливо Природный или  попутный
Рабочее давление в эмеевике, МПа(кгс/), не более…. 6,3 (63)
КПД не менее, % 80
Расход  топливного газа, /ч 1600
Габаритные  размеры, м 14,1х5,1х10,4
Масса, т 47
 
 

 

Устройство  и принцип работы.

Печь  состоит из теплообменной камеры I, блока основания II и блока управления и сигнализации типа «Сатурн»III. Теплообменная камера представляет собой систему из четырех одинаковых змеевиков, выполненных из оребренных труб, служащих для передачи теплоты нагреваемой среде. Внутри камера обшита листами из нержавеющей стали теплоизолирована. Наружная обшивка выполнена из листовой стали в виде герметичного короба. Тепловая камера оборудована взрывными клапанами 10 и смотровыми люками 6. В нижней части боковых стенок тепловой камеры располагаются дымоотводящие устройства 9, к фланцам которых снаружи крепятся дымовые трубы 4. В нижней стенке теплообменной камеры предусмотрены люки для крепления камер сгорания 2 и соответствующие устройства для направления дымовых газов из камер согревания 2 и соответствующих устройства для направления дымовых газов из камеры согревания в теплообменную камеру.

Блок  основания представляет собой конструкцию, предназначенную для установки теплообменной камеры с трубопроводной обвязкой и камерами сгорания 2. Там же расположены вентиляторы 1, коллектор ионным горелкам 3 и коллектор газа к запальным горелкам 5, воды входа 8 и выхода эмульсии 7. Приборы, осуществляющие регулирование     технологического     процесса,      находятся в блоке основания в утепленном укрытии.

Блок  управления и сигнализации поставляется в утепленном укрытии и служит для автоматического и ручного розжига газовых горелок, сигнализации об отклонении давления и температуры нагрева нефти от заданных.

Печь  ПТК- 10-64 работает следующим образом. Воздух от вентиляторов по воздуховоду подастся в тангенциальный вход камеры сгорания и поступает в кольцевые пространства, образованные внутренней поверхностью корпуса и внешней поверхностью жаровой трубы.

По кольцевому пространству воздух спиралеобразно движется вниз к днищу камеры, где смешивается с топливным газом поступающим в камеру через тройник. Далее топливная смесь поступает во внутреннее пространство камеры, в котором происходит ее сгорание. 

Продукты  сгорания топлива из четырех камер  сгорания через соплаконфузоры в виде плоских струй поступают во внутреннее пространство теплообменной камеры. Скорость струй у устьев сопел - конфузоров составляет 100-120 м/с. а температура- - 1600-1700 °С. Струи инжектируют уже охлажденные дымовые газы из нижних боковых зон теплообменной камеры, создавая интенсивную рециркуляцию продуктов сгорания, смешиваются с ними и охлаждаются. Кратность рециркуляции продуктов сгорания в теплообменной камере составляет 2,5-3. Таким образом, трубы змеевиков омываются охлажденными продуктами сгорания с температурой 700 - 900 °С, в результате чего передача теплоты нагреваемой среде происходит более равномерно, без местных перегревов труб змеевиков.

Тепловая  мощность, Мвт Давление газов  после регулирующего клапона, МПа Температура уходящих газов (дымовых), С
1,5-2,5 0,010-0,015 120-150
2,5-3,5 0,015-0,020 250-300
3,5-6,0 0,020-0,025 350-400
6,0-8,5 0,030-0,040 450-500
8,5-11,6 0,040-0,050 500-600
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
    1. Расчетная часть

   

    1. Исходные данные для расчета:
 

Годовая производительность установки по сырью – Q=1400000 тонн/год;

Обводненность сырой нефти –65%;

Содержание воды в подготовленной нефти –5 %; 
 
 

Компонентный  состав неразгазированной нефти  приведен в таблице 2.1. 

Таблица 2.1 Компонентный состав нефти 

Компонент СО2 N2 CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 nC4H10 iC5H12 nC5H12 C6H14+  итого
% мол. 0,11 0,93 23,37 0,84 0,87 0,93 1,82 1,41 2,09 67,63 100,00
 
 
    1.   Материальный баланс первой ступени сепарации
 

     Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно: 

P = 0,8 МПа, T = 20 0С. 

     Расчеты  разгазирования   нефти   в  сепараторах   при   небольших давлениях (0,4 - 0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона:

,       (2.1) 

где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в равновесии с жидким остатком; - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; – константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении P = 0,8 МПа и температуре T =20 0С).

     Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:

             (2.2)

где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии; - мольная доля отгона.

   

      Поскольку, то по уравнению (2.2) получим:

 
          

                                                                             (2.3)

     Уравнение    (2.3)     используется    для     определения     методом последовательного приближения  мольной доли отгона  , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

     При расходе нефтяной эмульсии Gэ = 1500000 тонн/год часовая производительность установки составит: 
 

   

     Содержание углеводородов в нефтяной  эмульсии и константы фазового  равновесия (Ki) с учетом условий сепарации приведены в таблице 2.2. 

Таблица 2.2 Исходные данные для  расчета

№п/п Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти Молекулярная  масса компонента (Mi), кг/кмоль Кi
1 СО2 0,11 44 212,5
2 N2 0,93 28 526
3 СН4 23,37 16 232,8
4 С2Н6 0,84 30 37,21
5 С3Н8 0,87 44 8,33
6 iС4Н10 0,93 58 3,94
7 nС4Н10 1,82 58 2,79
8 iС5Н12 1,41 72 0,558
9 nС5Н12 2,09 72 0,756
10 остатки 67,63 86 0,16
  ∑ ∑ = 100 - -
 

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

     Путем подбора определим такую величину , при которой выполнится условие: 

      

Подбор  величины приводится в таблице 2.3. 

Компонент смеси n' = 4 n' = 4,02 n'= 4,5
СО2 0,0031 0,0031 0,0028
N2 0,0117 0,0117 0,0105
СН4 0,6040 0,6013 0,5427
С2Н6 0,0626 0,0624 0,0583
С3Н8 0,0536 0,0535 0,0521
nС4Н10 0,0383 0,0383 0,0378
iС4Н10 0,0530 0,0530 0,0526
nС5Н12 0,0103 0,0103 0,0103
iС5Н12 0,0203 0,0203 0,0203
С6Н14+ 0,1464 0,1464 0,1471
∑Yi 1,0034 1,0004 0,9345

Таблица 2.3 Определение мольной доли отгона N 

     Расчеты показали, что из 100 молей  сырой нефти в процессе сепарации  выделяется 12 молей газа. Составим  материальный баланс сепарации  в молях на 100 молей сырой нефти.  Расчёт приведён в таблице  2.4. 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 2.4 Мольный баланс процесса сепарации  первой ступени 

Компонент смеси Молярный  состав сырой нефти  Газ из сепаратора Нефть из сепаратора, моли Мольный состав нефти из блока сепараторов
Молярная  концентрация

 

 Моли
СО2 0,11 0,0031 0,013 0,001 0,001
N2 0,93 0,0117 0,047 0,002 0,002
СН4 23,37 0,6013 2,417 0,248 0,258
С2Н6 0,84 0,0624 0,251 0,161 0,168
С3Н8 0,87 0,0535 0,215 0,617 0,643
nС4Н10 0,93 0,0383 0,154 0,933 0,972
iС4Н10 1,82 0,0530 0,213 1,823 1,899
nС5Н12 1,41 0,0103 0,041 1,770 1,844
iС5Н12 2,09 0,0203 0,082 2,578 2,686
С6Н14+ 67,63 0,1464 0,589 87,845 91,526
Итого 100 1,0004 4,021 95,979 100
Расчет материального баланса УПСВ