Расчет материального баланса установки подготовки нефти

 

2. Описание принципиальной технологической схемыустановки подготовки нефти (УПН)

 

Установка подготовки нефти предназначена  для обезвоживания и дегазации  нефти до параметров, удовлетворяющих  требованиям ГОСТ Р 51858-2002.

В нефтегазовом сепараторе С-1 происходит дегазация нефти при давлении 0,6 МПа, которое поддерживается регулятором  давления. Для облегчения разрушения водонефтяной эмульсии перед сепаратором  С-1 вводится деэмульгатор от блока  дозирования химических реагентов.

Из сепаратора С-1 частично дегазированная нефть и пластовая вода поступает  на вход блока отстоя, давление в  котором поддерживается на уровне 0,3 МПа регулятором давления. Пластовая  вода из блока отстоя направляется на сантехнические сооружения для последующей  утилизации. Частично обезвоженная и  дегазированная нефть из ОГ направляется в электродегидратор (ЭДГ) для окончательного обезвоживания нефти, далее обезвоженная нефть поступает на концевую сепарационную  установку - КСУ, давление в которой  поддерживается на уровне 0,102 МПа. Подготовленная нефть  из КСУ самотеком поступает  в резервуарный парк для хранения и последующего автовывоза или подачи нефти в транспортный трубопровод.

Газ дегазации от С-1 и С-2 поступает  на газосепараторГС и направляются на установку комплексной подготовки газа УКПГ.

Остатки газа из ГС используются на собственные  нужды в качестве топливного газа для электростанции.

Отделенная капельная жидкость из ГС направляется в общую линию  потока нефти через буферную емкость, которая не указана на схеме.

Технологический комплекс сооружений УПН включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) обезвоживание в блоке электродегидраторов;

4) транспортирование нефти в резервуарный парк;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов)

Данный вид установок системы  сбора и подготовки является конечной стадией в пути добываемой продукции  от скважины до подготовленной и очищенной  нефти предназначенной для дальнейшей переработки [2].

 

Рис. 1.2.1. Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН)

 

Оборудование: С-1; С-2 – Нефтегазосепараторы (НГС), ГС – Газосепараторы; ЭДГ – электродегидратор; ОГ – Отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы; РВС  – резервуар стационарный. Потоки: УКПГ – газ высокого давления на Установку комплексной подготовки газа; УУВ – Узел учета воды; УУН  – Узел учета нефти.

 

 

 

 

2. ОПИСАНИЕ УСТАНОВКИ СИСТЕМЫ СБОРА  И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

2.1. Электродегидраторы

Устройство и принцип работы электродегидраторов. Меры безопасности при обслуживании электродегидраторов. Требования безопасности при остановках электродегидраторов.

Электродегидраторы предназначены  для глубокого обезвоживания  и обессоливания нефти.

Электродегидратор типа 1ЭГ-160 (рис. 2.1.1) представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость, в которой имеются два электрода I в форме решетчатых прямоугольных рам, подвешенных параллельно и занимающих почти все горизонтальное сечение аппарата. Расстояние между электродами может изменяться от 20 до 40 см. Электроды через подвесные проходные изоляторы 3подсоединены к высоковольтным выводам двух трансформаторов 5 типа ОМ-66/35 мощностью по 50 кВА. Каждый установлен наверху технологической емкости. Напряжение между электродами может иметь значения 11, 33 и 44 кВ. Для ограничения величины тока и защиты электрооборудования от короткого замыкания в цепь первичной обмотки трансформаторов включены реактивные катушки 4типа РОС-50/05. Реактивные катушки обладают большой индуктивностью, поэтому при возрастании тока происходит перераспределение напряжений, и разность потенциалов между электродами уменьшается. Реактивные катушки установлены наверху технологической емкости рядом с трансформаторами. Нагретая нефтяная эмульсия I, содержащая деэмульгатор и до 10% пресной воды, поступает через два распределителя эмульсии 6под слой отделившейся воды и поднимается вверх. После перехода через границу раздела вода - нефть нефтяная эмульсия попадает сначала в зону низкой напряженности электрического поля, образующей между нижним электродом и поверхностью отделившейся воды, затем в зону высокой напряженности между верхним и нижними электродами.

Под действием электрического поля капли воды, содержащиеся в нефти, поляризуются, взаимно притягиваются  друг другу, коалесцируют, укрупняются  и осаждаются. Обезвоженная и обессоленная нефть II выводится сверху аппарата через сборник нефти 2,а отделившаяся вода III — снизу. Техническая характеристика электродегидратора типа 1ЭГ-160 приведена в табл. 2.3. Электродегидратор типа 2ЭГ-160 отличается от электродегидратора типа 1ЭГ-160 тем, что имеет не два, а три электрода.

Электродегидратор типа ЭГ-200-10 представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость диаметром 3400 мм с эллиптическими днищами. Подогретая нефтяная эмульсия, содержащая деэмульгатор и до 10% пресной воды, черезраспределитель эмульсии вводится в слой отделившейся воды. Отверстия в трубах распределителя выполнены внизу, чтобы исключить засорение его механическими примесями. Для гашения энергии струй эмульсии вытекающих из отверстий распределителя, под ним расположены отбойные приспособления. Нефтяная эмульсия, равномерно распределенная в виде тонких струй, поднимается через толщу воды, промываясь и отделяя при этом часть эмульгированной воды. Пройдя границу раздела нефть - вода, эмульсия попадает в электрическое поле высокого напряжения между нижним и верхним электродами. Под воздействием переменного электрического поля капли воды поляризуются и испытывают непрерывную деформацию, что способствует эффективному разрушению эмульсии. Обезвоженная и обессоленная нефть, и отделившаяся вода выводятся соответственно через сборник нефти и сборник воды. Техническую характеристику электродегидратора типа ЭГ-200-10 см. в табл. 2.1.1

Таблица 2.1.1

Технологические характеристики электродегидраторов

Показатели	Тип электродегидратора.
	1 ЭГ-160	2 ЭГ-160	ЭГ-200-10
Производительность по товарной нефти, т/сут.	2000-8000	3000-4300	5000-11500
Рабочее давление, МПа.	1,0	1,0	1,0
Рабочая температура, 0С, до	110	110	110
Число электротрансформаторов, шт.	2	4	1
Мощность электротрансформатора, кВа.	50	50	150
Напряжение между электродами, кВ, до	44	44	50
Объем емкости, м3.	160	160	200

 

 

 

 

 

 

 

3. РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Исходные данные

 

Годовая мощность установки по товарной нефти 156000 т/год.

Годовая продолжительность работы установки 350 дней (8400 ч).

Обводненность сырой нефти 35% масс.

Содержание воды в товарной нефти 0,5% масс. (I группа).

Химический  состав нефти приведен в табл. 3.1.

Таблица 3.1.

Химический  состав нефти

 

Компонент	СО2		N2		CH4		C2H6		C3H8		i-C4H10		н-C4H10		i-C5H12		н-С5H12		Остаток		Итого
% мол.		0,95		0,12		28,15		5,00		5,51		2,20		0,72		1,30		0,79		55,26		100,00

 

3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации

 

 

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

Р = 0,7 МПа; t = 20⁰С.

 

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:

,

где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящегося 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 Р = 0,7 МПа и температуре t = 20⁰С).

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

,

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

- мольная доля отгона.

Поскольку , то получим:

Уравнение используется для определения  методом последовательного

 приближения мольной доли  отгона  , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии - 2,4 млн. тонн/год, часовая производительность установки составит:

т/ч.

Содержание углеводородов в  нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.1.1.

Таблица 3.1.1

Исходные  данные для расчета

 

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
CO2	0,95	44	30,4
N2	0,12	28	75,1
CH4	28,15	16	33,26
С2Н6	5,00	30	5,32
С3Н8	5,51	44	1,19
изо-С4Н10	2,20	58	0,56
н-С4Н10	0,72	58	0,40
изо-С5Н12	1,30	72	0,11
н-С5Н12	0,79	72	0,08
С6Н14+	55,26	86	0,023
å	100,00	-	~

 

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

 

Путём подбора определим такую  величину , при которой выполнится условие:

 

Подбор величины приводится в табл. 3.1.2.

Таблица 3.1.2

Определение мольной доли отгона N

 

Компонент смеси	= 34	= 34,94	= 35
CO2	0,0263	0,0256	0,0256
Азот N2	0,0034	0,0034	0,0033
Метан CH4	0,7823	0,7630	0,7618
Этан С2Н6	0,1077	0,1060	0,1059
Пропан С3Н8	0,0616	0,0615	0,0615
Изобутан изо-С4Н10	0,0145	0,0146	0,0146
Н-бутан н-С4Н10	0,0036	0,0036	0,0036
Изопентан изо-С5Н12	0,0021	0,0021	0,0021
Н-пентан н-С5Н12	0,0009	0,0009	0,0009
С6Н14 +	0,0190	0,0193	0,0193
åYi	1,0214	1	0,9986

 

Расчеты показали, что из 100 молей сырой  нефти в процессе сепарации выделяется 34,94 молей газа.

 

Составим  материальный баланс сепарации в  молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.1.3