Расчет на УПН

В данной работе проведены расчёты на примере УПН

На УПН часть принципиальной технологической схемы которой изображена на рисунке 1, для уменьшения потерь нефти от испарения в резервуаре 4 использовался специальный аппарат колонного типа 3, оборудованный насадкой АВР.

Применительно для Варьёганского месторождения необходимо определить основные технологические параметры потоков в девяти точках контроля. Результаты представить в виде таблицы .

Краткая характеристика опытно-промышленного участка

Сырая нефть с месторождения в количестве q1, т/сут при обводнённости y1,% масс., поступает на установку подготовки нефти (УПН) в нефтегазовые сепараторы 1.

Предположим, что на УПН имеются два сепаратора 1 объёмом по 200 куб м каждый. Нагрузка на сепараторы не превышает (1+0,1*j)=1+0,1*14=2,4объёма в час. Плотность воды rв=1050 кг/куб м.

Компонентный состав нефти и нефтяного газа (безводных) на входе УПН рассчитать при данных термобарических условиях на ДНС: Р=0,6МПа, Т=Ту.

На специальный аппарат 3 направляется j j=20+j=20+14=34 объёмных процентов нефтяного газа, отделяющегося в сепараторах 1.

После стабилизации сырой нефти в сепараторах низкого давления 2 она направляется в специальный аппарат 3 для уменьшения давления насыщенного пара сырой нефти перед поступлением её в резервуар-отстойник 4. Давление в сепараторах 2 Р2=0,1 МПа, температура Т2=Ту+10+j.

Пренебрегая захватом потоком воды капельной нефти, определить её расход в контрольной точке 9, если массовая доля воды в контрольной точке 8 равна yв.8=5+j=5+14=19,% масс.

Опытно-промышленный участок представляет собой нефтяную залежь массивного типа (рис.3) с площадью нефтеносности F=83 кв км. В соответствии с технологической схемой на месторождении применяется трёхрядная система расстановки скважин с расстоянием между скважинами 2s=800м (рис.4). Средний дебит добывающих скважин по жидкости составляет qж=2*(5+j)=2*(5+14)=38т/сут. Добыча жидкости с участка составляет Qж=3600 т/сут при обводнённости продукции yв=65%.

На опытно-промышленном участке пробурено 96 добывающих  и 32 нагнетательных скважин.  Исходя из общего количества всех скважин (128 скважин) и площади нефтеносности, определим плотность сетки скважин на данном участке:

Sс=83/128»0,648 кв км/скв.

Давление на устье добывающих скважин

Ру=0,55+0,001*j=0,55+0,001*14=0,564МПа. Давление на входе в УПН 0,6 МПа.   

На данном месторождении применяются АГЗУ типа «Спутник». Так как на опытно-промышленном участке расположены 96 добывающих скважин, то на данной территории необходимо разместить 7 АГЗУ (при числе подключаемых скважин к каждой АГЗУ 14). Схема обустройства опытно-промышленного участка в соответствии с рельефом местности представлена на рис.5.

Общая протяжённость трубопроводов, потребных для добычи нефти с данного участка (от АГЗУ до ДНС и от ДНС до УПН), составляет 27,8 км.

Исходная информация по свойствам скважинной продукции

Исходные данные по Варьёганскому месторождению (горизонт Б7):

Рпл=21 МПа, tпл=71 С, Рs=15,1 МПа,

G=135 куб м/куб м, G¢=160,8 куб м/т,

r¢пл=718 кг/куб м, m¢пл=1,2 мПа*с,

r¢дег=840 кг/куб м, m¢дег=5,2 мПа*с,

r¢¢=1,277 кг/куб м (значение, полученное при согласовании экспериментальных данных).

Таблица 3.1.

Компонентный состав нефтяного газа после ОСР:

Экспериментальные данные
№ п/п	Компонент	Мi, г/моль	j², доли ед.
1	N2	28	0,006
2	CO2	44	0,002
3	остаток	-	-
4	CH4	16	0,665
5	C2H6	30	0,071
6	C3H8	44	0,114
7	i-C4H10	58	0,018
8	n-C4H10	58	0,072
9	i-C5H12	72	0,0185
10	n-C5H12	72	0,0185
11	C6+	-	0,015

Таблица 3.2.

Компонентный состав пластовой нефти

№ п/п	Компонент	Mi, г/моль	Ni, доли ед.
1	N2	28	0,003*
2	CO2	44	0,001*
3	Остаток	272*	0,258*
4	С1	16	0,381*
5	С2	30	0,042*
6	С3	44	0,071*
7	i-C4	58	0,013*
8	n-C4	58	0,057*
9	i-C5	72	0,02*
10	n-C5	72	0,024*
11	C6+	108*	0,13*

* - расчётные значения, полученные при выполнении домашнего задания по определению компонентного состава пластовой нефти (алгоритм представлен в Приложении 1).

           

       

Расчёт температуры на устье добывающих скважин

Lскв- глубина скважины, м; tпл- пластовая температура, °С; 

q - среднесуточный дебит скважины, т/сут;

dвн-внутренний диаметр НКТ, м;

С-удельная теплоёмкость жидкости, Дж/(кг*К).

C=C¢*(1-yв)+Св*yв

С¢, Св- соответственно удельная теплоёмкость для нефти и для воды.

Необходимо рассчитать температуру на устье добывающей скважины при следующих условиях:

Lскв=1900 м,

dвн=0,062 м,

tпл=71 °С,

С¢=2100 Дж/(кг*К),

Св=4186 Дж/(кг*К),

q=38 т/сут.

C=2100*(1-0,65)+4186*0,65=3455,9 Дж/(кг*К)

tу=71-71*(0,544*1900*(623,7*0,062/38+1)/3455,9)=28 °С.

Расчёт ДНС

Проведём расчёт для заданных термобарических условий:

температура на ДНС tднс=tу=28 °С,

давление на ДНС Рднс=0,6 МПа.

· Определим константы фазового равновесия для каждого компонента нефтяного газа. Для этого при обработке значений констант фазового равновесия, приведённых в [2],  воспользуемся методом линейной интерполяции:

 

В качестве примера приведём расчёт константы фазового равновесия (К) азота:

t, С	Табличные значения К при
	Р=0,5 МПа	Р=1 МПа
20	144	75
30	154	81,5

 

 Полученные значения констант фазового равновесия представим в виде таблицы 5.1.

Таблица 5.1.

Константы фазового равновесия компонентов нефтяного газа при Р=0,6 МПа и t=28 С

№	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
компонент	N2	CO2	ост.	C1	C2	C3	i-C4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+
Ki	137,64	14,356	0	33,728	6,12	1,764	0,6952	0,5188	0,2008	0,1692	0,016

· Определим молярную долю газа в продукции на ДНС  из уравнения фазовых равновесий:

N²=0,486

При решении данного уравнения была использована математическая программа  «Maple V R4» (Приложение 3).

· Определим молярную долю i-компонента в жидкой и газообразной фазе на ДНС:

Полученные результаты представим в таблице 5.2.

Таблица 5.2.

Молярные доли компонентов в жидкой и газообразной фазе на ДНС при Р=0,6 МПа и t=28 С.

№ п/п	Компонент	N²i	N¢i
1	N2	0,0061	0,00004
2	CO2	0,0019	0,00013
3	Остаток	0	0,5477
4	С1	0,760	0,02253
5	С2	0,0737	0,01204
6	С3	0,0913	0,00518
7	i-C4	0,0106	0,01525
8	n-C4	0,0386	0,0744
9	i-C5	0,0066	0,03287
10	n-C5	0,0068	0,04016
11	C6+	0,004	0,2497

M¢днс=187 г/моль

М²днс=23 г/моль

· Определим массовую долю и плотность нефтяного газа в продукции на ДНС:

· Рассчитаем расход газа, выделившегося из нефти на ДНС:

-        массовый расход

q²днс=3600*(1-0,65)*0,132 =166,32 т/сут

-       
объёмный расход

Q²днс=166,32*1000/5,5=30240 куб м/сут.

· Определим расходы нефти и воды на ДНС:

- расход воды

qв=q*yв

qв=3600*0,65=2340 т/сут

Qв=qв/rв

Qв=2340*1000/1050=2228,6 куб м/сут

-        расход нефти

q¢=q*(1-yв)*(1-y²)

q¢=3600*(1-0,65)*(1-0,132)=1093,68 т/сут

Q¢=q¢/r¢

Q¢=1093,68*1000/840=1302 куб м /сут.

· Определим расходы жидкости и нефтяного газа на выходе из ДНС, при этом учтём захват капельной нефти потоком газа и унос газа потоком жидкости.

Коэффициент уноса жидкости и коэффициент уноса газа соответственно равны:

Q¢к. – объёмный расход капельной нефти, уносимой потоком газа , куб м/сут;

Q²ок – объёмный расход окклюдированного газа, уносимого потоком жидкости из сепаратора, куб м/сут;

Q** , Q* – вертикальный и горизонтальный соответственно объёмные расходы продукции на выходе из ДНС.

Причём

 Решая систему из уравнений (5.5), (5.6) и (5.7), получим:

Вывод представлен в Приложении 2.

Для нашего случая примем [3]:

Кж=45×10^(-9) куб м/куб м,

Кг=15×10^(-3) куб м/куб м.

Массовые расходы окклюдированного газа и капельной нефти, уносимой потоком газа:

q¢к=1,36×10^(-3)×840=1,14 кг/сут=0,00114 т/сут

q²ок=53,77×5,5=295,7 кг/сут=0,2957 т/сут.

· Рассчитаем расход продукции на выходе из ДНС:

qэ=q¢вых+qв+q²ок

qв=yв×qж=0,65×3600==2340 т/сут

q¢вых=q¢-q¢к=1093,68-0,00114=1093,68 т/сут.

            qэ=1093,68+2340+0,2957=3434 т/сут.

Газ, содержащий капельную нефть, с ДНС по газопроводу направляется на газоперерабатывающий завод, а частично дегазированная нефть, содержащая      окклюдированный газ, направляется на приём насосов и подаётся ими на вход УПН [4]. С ДНС на вход УПН подаётся сырая нефть.

Расчёт УПН. Вход УПН.

На вход УПН поступает сырая нефть в количестве qупн=3434 т/сут с обводнённостью

yв.упн=qв/qэ.=2340/3434=0,68.

           Пренебрегая теплообменом с окружающей средой скважинной продукции на пути от устья до УПН, на входе УПН принимаем такие же термобарические условия, как на выходе из ДНС:

 tупн=28 °С, Рупн=0,6 МПа.

В связи с принятыми допущениями компонентный состав продукции, поступающей на УПН будет такой же, как и на выходе из ДНС.

· Определим компонентный состав нефти, поступающей на УПН:

молярная доля i-компонента

Вывод формулы (6.1) представлен в Приложении 2.

В качестве примера представим расчёт молярной доли азота, а остальные результаты расчёта приведём в табл.6.1.

Таблица 6.1.

Компонентный состав нефти, поступающей на вход УПН при t=28 °C и P=0,6 МПа

№ п/п	компонент	Mi, г/моль	Ni
1	N2	28	0,00005
2	CO2	44	0,00013
3	Остаток	272	0,546499
4	C1	16	0,02415
5	C2	30	0,01218
6	C3	44	0,00537
7	i-C4	58	0,01524
8	n-C4	58	0,07432
9	i-C5	72	0,03282
10	n-C5	72	0,04008
11	C6+	108	0,249159

· Определим молярную массу нефти, поступающей на вход УПН:

      M¢упн=187 г/моль.

· Определим удельную теплоёмкость сырой нефти, поступающей на УПН :

- удельная теплоёмкость нефти [2]

где r¢- плотность нефти, кг/куб м; t – температура, °С.

удельная теплоёмкость сырой нефти

Св=4186 Дж/(кг×К)

Сепаратор 1 (первая ступень сепарации).

Давление в сепараторе 1 Р1=0,4 МПа;

температура t1=28 °С.

· Определим константы фазового равновесия для компонентов нефтяного газа при заданных термобарических условиях с помощью таблиц, приведённых в [2], и полученные значения представим в виде таблицы 6.1.

Таблица 6.1.

Константы фазового равновесия компонентов нефтяного газа при t=28 С и Р=0,4 МПа

№	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
компонент	N2	CO2	Ост.	С1	С2	С3	i-С4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+
Ki	184,4	19,14	0	44,6	8,2	2,4	0,95	0,68	0,28	0,212	0,022

 

Определим молярную долю газовой фазы в продукции в сепараторе 1 из уравнения 5.3. Решение уравнения представлено в Приложении 3.

N²сеп.1=0,008.

Результаты расчётов по ф.(5.4) представим в таблице 6.2.

Таблица 6.2.

Молярные доли i-компонентов в жидкой и газообразной фазе в продукции сепаратора 1 при t=28 С и Р=0,4 МПа

№ п/п	Компонент	N²i	N¢i
1	N2	0,00374	0,00002
2	CO2	0,00217	0,00011
3	Остаток	0	0,55129
4	С1	0,79855	0,01790
5	С2	0,09444	0,01152
6	С3	0,01275	0,00531
7	i-C4	0,01448	0,01524
8	n-C4	0,05067	0,07451
9	i-C5	0,00924	0,03300
10	n-C5	0,00852	0,04019
11	C6+	0,00552	0,25091

M¢сеп.1=188,5 г/моль

М²сеп.1= 23,04г/моль

· Определим расход газа, выделившегося из нефти при первой ступени сепарации:

q²сеп.1=3434×(1-0,68)×0,00099=1,09 т/сут

Q²cеп.=1,09×1000/3,68=296,2 куб м/сут=0,00324 куб м/с.

· Определим расходы нефти и воды на первой ступени сепарации:

- расход воды

qв=3434×0,68=2335,12 т/сут

Qв=2335,12×1000/1050=2223,9 куб м/сут.

-        расход нефти

q¢сеп.1=3434*(1-0,68)*(1-0,00099)=1097,8 т/сут

Q¢сеп.1=1097,8*1000/840=1306,9 куб м/сут.

· Определим нагрузку на сепаратор 1:

по условию предельная нагрузка по жидкости на сепаратор 1 составляет 2,4 объёмов в час, т.е.

Qпр.=2,4*200*24=11520 куб м/сут.

-        фактическая нагрузка по жидкости на сепаратор 1

Q=qупн×1000/rупн , где qупн – количество сырой нефти, поступающей на УПН, т/сут;

rупн - плотность поступающей сырой нефти, кг/куб м.

qупн=3434 т/сут.

Вывод ф.(6.2) приведён в Приложении 2.

Фактическая нагрузка на сепаратор составит:

Q=3434*1000/972,2=3506,9 куб м/сут, что удовлетворяет заданному условию.

· Принимаем 2 сепаратора ОГ-200, работающих параллельно. Сепараторы имеют следующие параметры:

диаметр сепаратора dс=3,4 м;

            зона гравитационного отстоя l=22 м.

Сепараторы работают с равномерной нагрузкой, и их работа идентична, поэтому расчёты будем проводить для одного сепаратора.

Считаем, что 1/3 объёма сепаратора занимает жидкость, а 2/3 – газ [3].

· Определим характеристики окклюдированного газа в нулевом сечении сепаратора 1:

-                     расход  окклюдированного газа в нулевом сечении

q²ok(0)=q²×y²*ок.

примем y²*ок=0,03 – массовая доля окклюдированного газа в нефтяном газе.

q²ок(0)=1,09×0,03=0,0327 т/сут

Q²ок(0)=0,0327*1000/3,68=8,89 куб м/сут.

-  объёмная доля окклюдированного газа в жидкости в нулевом сечении сепаратора 1 

· Чтобы  определить расходы жидкости и нефтяного газа на выходе из сепаратора 1, проведём следующие расчёты (при этом воспользуемся плотностью распределения, полученной в результате седиментационного анализа):

            - время задержки жидкости в сепараторе

- объём пузырька j-фракции окклюдированного газа

- объёмная доля j-фракции окклюдированного газа в нулевом сечении сепаратора

- путь, пойденный пузырьками j-фракции за время t

Dj=Jj×t  , где Jj – скорость всплытия, определённая по закону Стокса

- площадь сечения, занимаемая j-фракцией окклюдированного газа в момент времени t

- объёмная доля j-фракции окклюдированного газа в жидкости на момент времени t

В качестве примера приведём расчёты для 1-ой фракции окклюдированного газа, размер пузырьков которой r1=10 мкм:

Результаты расчётов представим в табл. 6.3.

Таблица 6.3.

№ п/п	mi, г	ri, мкм	P(rj), 1/м	j²j.ok(0)	Dj, м
1	0,74	10	44400	3,6*10^(-4)	11,54	j²ok(t)=0
2	2,19	30	4860	1,06*10^(-3)	103,9
3	1,4	50	672	6,8*10^(-4)	288,6
4	0,32	70	55,95	1,56*10^(-4)	566
5	0,21	90	17,28	1,02*10^(-4)	935
6	0,16	110	7,21	7,79*10^(-5)	1397
7	0,14	130	3,82	6,8*10^(-5)	1951

Жидкость, поступающая из сепаратора 1, не содержит окклюдированный газ, т.е. коэффициент уноса газа равен нулю.

· Рассчитаем дебиты жидкости и нефтяного газа на выходе из сепаратора. Коэффициент уноса капельной нефти примем равным

Кж=20×10^(-9) куб м/куб м.

Q**=Q²+Q¢k-Q²ok   Þ  Q**=(Q²-Q²ok)/(1-Kж)

Q*=Q’+Qв-Q’k                         

- массовый расход нефти на выходе из сепаратора

q¢вых.с.1=q¢c.1-q¢к.=1097,8-6,51×10^(-6)=1097,8 т/сут.

- массовый расход жидкости на выходе из сепаратора

qвых.с.1=q¢вых.с.1+qв=1097,8+2335,12=3432,92 т/сут

yв.вых.с.1=2335,12/3432,92=0,68.

- массовый расход газа на выходе из сепаратора

q²вых.с.1=q²с.1-q²ок=1,09-0,0327=1,057 т/сут.

- массовая доля капельной нефти на выходе из сепаратора

yк=6,51*10^(-6)/1,057=0,000006.

Компонентный состав нефти на выходе из сепаратора не изменился, т.к. окклюдированного газа в нефти нет.

· Определим компонентный состав газа, содержащего капельную нефть, на выходе из сепаратора 1:

- молярная доля капельной нефти

Молярная доля капельной нефти в газе, поступающем из сепаратора 1, очень мала, поэтому содежанием капельной нефти можно пренебречь.

Точки 1 и 2.

Предположим, что в точках 1 и 2 термобарические условия такие же, как  в сепараторе 1.  Тогда состав нефтяного газа в этих точках такой же, как и в сепараторе.

-        расход нефтяного газа в точке 2.

 По условию на специальный аппарат 3 подаётся 34% об. нефтяного газа, отделяющегося в сепараторах 1, поэтому

- расход нефтяного газа в точке 1

-        молярная масса нефтяного газа

M²1=M²2=M²сеп.1=23,04 г/моль.

· Определим массовую долю i-компонента в нефтяном газе в т.1 и т.2

проведём расчёты и результаты представим в табл. 6.4.

Таблица 6.4.

Массовая доля i-компонента в нефтяном газе в точках 1 и 2

№ п/п	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
компонент	N2	CO2	остаток	С1	С2	С3	i-C4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+
yi	0,04455	0,00414	0	0,55455	0,12297	0,02435	0,03645	0,12755	0,02888	0,02663	0,02993

· Определим массовую долю паров нефти в нефтяном газе в т.1 и т.2. Пары нефти включают такие компоненты, как i-С5Н12, n-C5H12, C6+ , тогда

yп=y9+y10+y11=0,02888+0,02663+0,02993=0,08544.

Определим удельную теплоёмкость нефтяного газа в точках 1 и 2.

 Ср=å(Сp.i×yi), i=1..11, i¹3

Таблица 6.5.

Значения удельных теплоёмкостей компонентов нефтяного газа

№ п/п	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Компонент	N2	CO2	Ост.	C1	C2	C3	i-C4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+
Ср.i,Дж/кг*К	1042,5	845,7	-	2219	1729,1	1574,2	1494,7	1494,7	1452,8	1452,8	1420

Ср=1709 Дж/(кг*К).

Сепаратор 2 (вторая ступень сепарации).

На сепаратор 2 поступает сырая нефть в количестве 3432,92 т/сут с обводнённостью 68% мас.

В сепараторе 2 примем следующие термобарические условия:

температура t=52 °С,

давление Р=0,1 МПа.

· Определим константы фазового равновесия для компонентов нефтяного газа при заданных термобарических условиях с помощью таблиц, приведённых в [2]. Результаты представим в виде табл.6.6.

Таблица 6.6.

Константы фазового равновесия компонентов нефтяного газа при t=52 °С и Р=0,1 МПа

№	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
компонент	N2	CO2	Ост.	С1	С2	С3	i-С4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+
Ki	690	96,6	0	199	47,2	15,08	6,74	4,92	2,06	1,66	0,189

· Решим уравнение фазовых равновесий для заданных термобарических условий (Приложение 3) и определим молярную долю нефтяного газа в продукции в сепараторе 2.

N²сеп.2=0,062.

По формулам (5.4) пределим долю каждого компонента в жидкой и газообразной фазе и результаты приведём в табл.6.7.

Таблица 6.7.

Молярные доли компонентов в жидкой и газообразной фазе в сепараторе 2 при Р=0,1 МПа и t=52 °С.

№ п/п	Компонент	N²i	N¢i
1	N2	0,00032	4,64×10^(-7)
2	CO2	0,00153	1,58×10^(-5)
3	Остаток	0	0,58788
4	С1	0,26831	0,00135
5	С2	0,14071	0,00298
6	С3	0,04275	0,00283
7	i-C4	0,07576	0,01124
8	n-C4	0,29491	0,05994
9	i-C5	0,06274	0,03097
10	n-C5	0,06304	0,03861
11	C6+	0,04993	0,26418

M¢сеп.2=197,8 г/моль

М²сеп.2=46,4 г/моль.

· Определим массовую долю нефтяного газа в углеводородной системе сепаратора 2:

 Определим плотность нефтяного газа, выделившегося в сепараторе 2:

·Определим расход нефтяного газа в сепараторе 2:

-массовый расход

q²cеп.2=qвых.с.1×(1-yв.сеп.2)×y²сеп.2=

          =3432,92×(1-0,68)×0,01526=16,76 т/сут.

-        объёмный расход

Q²сеп.2=16,76×1000/1,69=9917,2 куб м/сут.

Определим расход нефти в сепараторе 2:

-        массовый расход

q¢с.2=qвых.с.1×(1-yв)×(1-y²сеп.2)=

    =3432,92×(1-0,68)×(1-0,01526)=1081,8 т/сут.

-        объёмный расход

Q¢с.2=1081,8×1000/840=1287,9 куб м/сут.

· Определим расходы жидкости и нефтяного газа на выходе из сепаратора 2. При этом учтём унос капельной нефти потоком газа и унос окклюдированного газа потоком жидкости.

Примем

-        коэффициент уноса капельной нефти

Кн=50*10^(-9) куб м/куб м;

-        коэффициент уноса газа

Кг=20*10^(-3) куб м/куб м.

-       
расход газа на выходе из сепаратора:

-        расход жидкости на выходе из сепаратора 2:

  Решение уравнений:

 · Определим массовые расходы жидкости и газа на выходе из сепаратора 2:

- расход капельной нефти в потоке газа

q’k=0,0005×840/1000=0,00042 т/сут

- расход нефти

q’вых.с.2=q’с.2-q’k=1081,8-0,00042=1081,8 т/сут

-расход окклюдированного газа    q”ok=71,67×1,69/1000=0,12 т/сут

- расход сырой нефти

q*вых.с.2=q’вых.с.2+qв+q”ok=1081,8+2335,12+0,12=3417 т/сут.

- расход газа (капельной нефтью пренебрежём, т.к. её количество слишком мало)

q”вых.с.2=q”с.2-q”ok=16,76-0,12=16,64 т/сут.

Определим обводнённость сырой нефти на выходе из сепаратора 2:

· Определим компонентный состав нефти на выходе из сепаратора 2:

В качестве примера приведём расчёт молярной доли азота, а все остальные результаты расчёта представим в табл.6.8.

Таблица 6.8.

Компонентный состав нефти, поступающей из сепаратора 2 при t=52 °C и P=0,1 МПа

№ п/п	компонент	Mi, г/моль	Ni
1	N2	28	4,64*10^(-7)
2	CO2	44	1,65*10^(-5)
3	Остаток	272	0,58760
4	C1	16	0,00148
5	C2	30	0,00305
6	C3	44	0,00285
7	i-C4	58	0,01127
8	n-C4	58	0,06005
9	i-C5	72	0,03100
10	n-C5	72	0,03864
11	C6+	108	0,26420

 Молярная масса нефти на выходе из сепаратора 2:

М¢вых.с.2=197,75 г/моль.

Точка 3.

Т.к. мы пренебрегли уносом капельной нефти потоком нефтяного газа из сепаратора 2, то можно принять, что компонентный состав газа не изменился. Предположим, что термобарические условия в т.3 такие же, как и в сепараторе 2: 

температура t=52 °С,

давление Р=0,1МПа.

Вследствие принятых допущений М3=М²сеп.2=46,4 г/моль, q”3=q”вых.с.2=16,64 т/сут.

· Массовую долю i-компонента определим по ф.(6.3), результаты приведём в табл.6.9.

Таблица 6.9.

Массовая доля i-компонента в нефтяном газе в точке 3

№ п/п	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
компонент	N2	CO2	Остаток	С1	С2	С3	i-C4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+
yi	0,00019	0,00145	0	0,09252	0,09098	0,04054	0,09470	0,36864	0,09736	0,09740	0,11622

· Определим массовую долю паров нефти в нефтяном газе:

yп=y9+y10+y11=0,09736+0,09740+0,11622=0,31098

· Удельная теплоёмкость газа в т.3

Ср=åСi×yi, i=1..11, i¹3                 Cр.3=1562,4 Дж/(кг*К)

Точка 4.

Предположим, что в т.4 термобарические условия такие же, как и в сепараторе 2:

температура t=52 °С,

давление Р=0,1 МПа.

Поэтому компонентный состав сырой нефти в т.4 такой же, как и на выходе из сепаратора 2.

Расход сырой нефти q4=q*вых.с.2=3417 т/сут, обводненность yв=0,683, молярная масса нефти М’4=M’вых.с.2=197,75 г/моль.

· Определим массовую долю i-компонента в потоке нефти в т.4. Результаты сведём в табл.6.10.

Таблица 6.10.

Массовая доля i-компонента в нефти в точке 4

№ п/п	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
компонент	N2	CO2	Остаток	С1	С2	С3	i-C4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+
yi	6,57*10^(-8)	3,67*10^(-6)	0,80823	7,48*10^(-6)	0,00061	0,00063	0,00331	0,01761	0,01129	0,01407	0,14424

· Определим удельную теплоёмкость сырой нефти в т.4.

Ср.4=С¢р×y¢+Св×yв

Ср.4=2032*(1-0,683)+4186*0,683=3503 Дж/(кг*К).

Специальный аппарат 3.

На специальный аппарат 3 поступает поток нефтяного газа из сепаратора 1 и поток сырой нефти из сепаратора 2, и эти потоки смешиваются перед входом в колонну. Предположим, что нефтяной газ нагревается в теплообменном аппарате, установленном перед колонной 3, до температуры 52°С.

В колонне 3 примем следующие термобарические условия:

температура t=52 °С,

давление Р=0,1 МПа.

Расход смеси

q=q*вых.с.2+q”с.1=3417+0,36=3417,36 т/сут

Расход углеводородной системы

q=q’вых.с.2+q”ок.с.2+q”с.1=1081,8+0,12+0,36=1082,28 т/сут.

Определим компонентный состав углеводородной системы:

М¢с.2=197,75 г/моль, М²с.1=23,04 г/моль

q”с.1=0,36 т/сут, q’c.2+q”ok.c.2=1081,8+0,12=1081,92 т/сут

где            n”c.1=q”c.1/M”c.1=0,36*10^6/23,04=15625 моль/сут ,

                  n’c.2=qc.2/M’c.2=1081,92*10^6/197,75=5,47*10^6 моль/сут.

В качестве примера приведём расчёт для азота, а результаты расчётов для других компонентов представим в виде табл.6.11.

Таблица 6.11. Компонентный состав смеси, поступающей в колонну 3                                  

№ п/п	Компонент	Mi, г/моль	Ni
1	N2	28	0,00001
2	CO2	44	0,00002
3	Остаток	272	0,58593
4	C1	16	0,00375
5	C2	30	0,00331
6	C3	44	0,00288
7	i-C4	58	0,01128
8	n-C4	58	0,06002
9	i-C5	72	0,03094
10	n-C5	72	0,03840
11	C6+	108	0,26346

Молярная масса системы М=197,24 г/моль.

Решая уравнение фазового равновесия, определим молярную долю газовой фазы в смеси. N”=0,0073.

Определим молярные доли i-компонента в жидкой и газообразной фазе по ф.(5.4), результаты представим в табл.6.12.

Таблица 6.12.

Молярные доли компонентов в жидкой и газообразной фазе в колонне 3 при Р=0,1 МПа и t=52 °С.

№ п/п	Компонент	N²i	N¢i
1	N2	0,00114	1,65*10^(-6)
2	CO2	0,00114	1,18*10^(-5)
3	Остаток	0	0,59053
4	С1	0,30516	0,00153
5	С2	0,11683	0,00248
6	С3	0,03938	0,00261
7	i-C4	0,07297	0,01083
8	n-C4	0,28708	0,05835
9	i-C5	0,06325	0,03070
10	n-C5	0,06296	0,03793
11	C6+	0,05009	0,26503

М’к.3=198,4 г/моль.

М”к.3=45,6 г/моль.

Определим массовую долю газа в колонне 3:

Определим плотность газа в колонне 3:

Расход газа на выходе из колонны 3:

-        массовый расход

q”k.3=1082,28*0,0017=1,84 т/сут.

-        объёмный расход

Q”k.3=1,84*1000/1,66=1108,4 куб м/сут.

Расход эмульсии на выходе из колонны 3:

- массовый расход

qэ.k.3=3417,36-1,84=3415,52 т/сут.

Точка 5.

Пренебрежём уносом капельнойнефти потоком газа из колонны 3. Предположим, что температура в точке 5 равна 52 °С. Тогда компонентный состав нефтяного газа в т.5 будет такой же, как и в специальном аппарате 3.

Расход нефтяного газа в т.5 q”5=1,84 т/сут, молярная масса M”5=45,6 г/моль.

Определим массовую долю i-компонента в нефтяном газе в т.5 и результаты сведём в таблице 6.13.

Таблица 6.13.

Массовая доля i-компонента в нефтяном газе в точке 5

№ п/п	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
компонент	N2	CO2	Ост.	С1	С2	С3	i-C4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+
yi	0,0007	0,0011	0	0,10707	0,07688	0,03800	0,09281	0,36515	0,09987	0,09979	0,11863

Определим массовую долю паров нефти в нефтяном газе в т.5

yп=0,09987+0,09979+0,11863=0,31829.

Определим удельную теплоёмкость нефтяного газа в т.5.

Ср=1575 Дж/(кг*К).

Точка 6.

Нефтяной газ в т.6 представляет собой смесь нефтяных газов из сепаратора 2 и из колонны 3.

Расход нефтяного газа в исследуемой точке q”6=q”5+q”3=1,84+16,64=18,48 т/сут. Молярные массы нефтяных газов смешивающихся потоков M”5=46,4 г/моль,

М”3=23,04 г/моль.

Определим компонентный состав нефтяного газа в т.6:

Результаты расчёта приведём в табл.6.14.

Таблица 6.14. Компонентный состав нефтяного газа в точке 6.

№ п/п	Компонент	Mi, г/моль	Ni
1	N2	28	0,00004
2	CO2	44	0,00149
3	Остаток	272	0
4	C1	16	0,27204
5	C2	30	0,13829
6	C3	44	0,04241
7	i-C4	58	0,07548
8	n-C4	58	0,29412
9	i-C5	72	0,06315
10	n-C5	72	0,06303
11	C6+	108	0,04995

М”6=46,35 г/моль.

Массовые доли компонентов нефтяного газа в т.6 представим в табл.6.15.

таблица 6.15. Массовая доля i-компонента в нефтяном газе в точке 6

№ п/п	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
компонент	N2	CO2	Ост.	С1	С2	С3	i-C4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+
yi	0,00002	0,00141	0	0,09390	0,08951	0,04026	0,09445	0,36805	0,09810	0,09791	0,11639

Удельная теплоёмкость нефтяного газа в т.6 Ср=1557 Дж/(кг*К).

Определим массовую долю паров нефти в нефтяном газе в т.6.

yп=0,09810+0,09791+0,11639=0,3124.

Точка 7.

Через т.7 протекает смесь нефтяного газа из т.1 и нефтяного газа из т.6; поэтому массовый расход нефтяного газа можно определить следующим образом:

q”7=q”1+q”6=0,697+18,48=19,177 т/сут.

Определим массовую долю 1-го потока во всём потоке в т.7:

y1/7=q”1/q”7=0,697/19,177=0,0363.

Тогда удельная теплоёмкость нефтяного газа в т.7 составит:

Ср.7=Ср.1×y1/7+Ср.6×y6/7=1709×0,0363+1557×(1-0,0363)=1563 Дж/(кг*К).

Определим компонентный состав нефтяного газа в контрольной точке 7:

Проведём расчёт для азота, а остальные результаты сведём в табл.6.16:

Таблица 6.16. Компонентный состав нефтяного газа в точке 7

№ п/п	Компонент	Mi, г/моль	Ni
1	N2	28	0,00030
2	CO2	44	0,00154
3	Остаток	272	0
4	C1	16	0,30917
5	C2	30	0,13520
6	C3	44	0,04032
7	i-C4	58	0,07118
8	n-C4	58	0,27695
9	i-C5	72	0,05935
10	n-C5	72	0,05917
11	C6+	108	0,04682

М”7=44,6 г/моль.

Определим массовые доли каждого компонента в нефтяном газе в т.7. Результаты представим в виде табл.6.17:

таблица 6.17.

Массовая доля i-компонента в нефтяном газе в точке 7

№ п/п	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
компонент	N2	CO2	Ост.	С1	С2	С3	i-C4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+
yi	0,00019	0,00152	0	0,11091	0,09094	0,03978	0,09257	0,36016	0,09503	0,09552	0,11338

Массовая доля паров нефти в нефтяном газе в т.7 составит:

yп=0,09503+0,09552+0,11338=0,30393.

Определим температуру в т.7 по следующей формуле:

 

Точка 8.

 В резервуар 4 поступает сырая нефть из колонны 3 в количестве 3415,52 т/сут, из них 2335,12 т/сут – вода, т.е. обводнённость составляет 68,4 % мас.

Температуру в резервуаре 4 примем 52 °С.

По условию массовая доля воды в контрольной точке 8 составляет 19 % масс., тогда расход в т.8 определим следующим образом:

q8=q’k.3+q8*yв.8 Þ q8=q’к.3/(1-yв.8)

q8=3415,52*(1-0,684)/(1-0,19)=1332,5 т/сут.

Компонентный состав нефти в т.8 такой же, как и на выходе из специального аппарата3.

Рассчитаем удельную теплоёмкость сырой нефти в т.8:

Ср.8=2032×(1-0,19)+4182×0,19=2440,5 ДЖ/(кг*К).

Точка 9.

Пренебрегая захватом капельной нефти потоком воды, предположим, что в т.9 поступает чистая вода. Температуру в исследуемой точке примем 52 °С.

Расход воды в т.9 можно определить следующим образом:

q9=q’k.3+qв-q8=1079,3+2335,12-1332,5=2081,92 т/сут.

Теплоёмкость воды в т.9 С=4182 Дж/(кг/К).

Заключение по очистке нефтяного газа от капельной нефти и нефти от газа

 Применение рассмотренной конструкции УПН эффективно, что определяется  высокой степенью очистки нефтяного газа от капельной нефти и степенью очистки нефти от газа. В данной конструкции, изменяя режимы работы составляющих технологических аппаратов, можно получить различные значения параметров, характеризующих качество товарной нефти.