Сбор и подготовка скважиной продукции

 

 

Баланс по массе в  расчете на 100 молей сырой нефти  приведен в табл. 3.4.

 

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Таблица 3.4

 

Компонент смеси	Молярный состав сырой  нефти ( ), %	Массовый состав сырой нефти	Массовый состав газа из сепаратора	Массовый состав нефти  из сепаратора	Масса выделившегося  газа, относительно сырой нефти  %
	0,36	15,84	14,52	1,32	91,67
	0,20	5,60	5,04	0,56	90,00
	25,91	414,56	396,80	17,76	95,72
	2,16	64,80	49,80	15,00	76,85
	3,52	154,88	62,48	92,40	40,34
i-	1,19	69,02	15,66	53,36	22,69
n-	3,45	200,10	36,54	163,56	18,26
i-	2,10	151,20	8,64	142,56	5,71
n-	2,15	154,80	6,48	148,32	4,19
n-	58,96	5070,56	54,18	5016,38	1,07
Итого	100

 

 

- массовая доля отгона.

 

Средняя молекулярная масса  газа:

 

 

 

Плотность газа:

 

 кг/м³

 

Плотность газа при н.у:

 

кг/м³

 

 

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Таблица 3.5

 

Компонент смеси	Молярная конденсация	Молекулярная масса ( )	Массовый состав %	Содержание тяжелых  углеводородов  г/м3
	0,011	44	2,24	-
	0,006	28	0,78	-
	0,823	16	61,03	-
	0,055	30	7,66	-
	0,047	44	9,61	357,28
i-	0,009	58	2,39	88,99
n-	0,021	58	5,62	208,98
i-	0,004	72	1,34	49,65
n-	0,003	72	1	37,24
n-	0,021	86	8,33	309,87
Итого	1	-	100	1052,01

 

В блоке сепарации  от сырой нефти отделяется только газ. Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учетом обводненности нефти.

Сырая нефть имеет  обводненность 95% масс. Производительность общего потока Q сырого продукта составляет 142,86 т/ч.

Количество безводной  нефти в этом потоке составляет:

 

т/ч.

 

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

 

т/ч.

 

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

т/ч.

 

т/ч.

Правильность расчета  материального баланса определится  выполнением условия:

 

т/ч.;

т/ч.

Условие выполняется.

 

Данные по расчету  блока сепарации первой ступени  сводим в табл. 3.6.

Таблица 3.6

 

Приход				Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	99,49
В том числе:				В том числе:
Нефть	5	7,14	59976	Нефть	4,5	6,4	53760
Вода	95	135,72	1140048	Вода	95,5	135,72	1140048
				Всего	100	142,12	1193808
ИТОГО	100	142,86	1200024	Газ	0,51	0,74	6216
				ИТОГО	100	142,86	1200024

 

 

3.2. Материальный баланс блока сбора воды.

 

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

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

 

-обезвоженная нефть:  вода – 12%; нефть – 88,00%;

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

 

Обозначим: - количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; - количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.

Тогда составим систему  уравнений:

 

 

Решая эту систему, получаем:

 

 

 

т/ч

 

 т/ч.

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

 

т/ч, в том числе:

- нефть - т/ч;

- вода - т/ч.

 т/ч, в том числе:

- вода - т/ч;

- нефть - т/ч.

 

Данные по расчету  блока сброса боды заносим в табл. 3.7.

 

Таблица 3.7

 

Приход				Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Обезвоженная нефть	5
В том числе:				В том числе:
Нефть	4,5	6,4	53760	Нефть	88	6,27	52668
Вода	95,5	135,72	1140048	Вода	12	0,85	7140
				Всего	100	7,12	59808
				Подтоварная вода в том  числе:	95
				Вода	99,9	134,87	1132908
				нефть	0,1	0,13	1092
				Всего	100	135	1134000
Итого	100	142,12	1193808	Итого	100	142,12	1193808

 

 

 

 

 

                

 

 

3.3 Материальный баланс второй ступени сепарации

 

Термодинамические параметры  работы рассматриваемого блока равны:

 

P=0,1 MПа; t=60⁰C.

 

Содержание углеводородов  в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия ( ) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.8.

 

Исходные данные для  расчета

 

Таблица 3.8

 

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента ( ), кг/кмоль
	0,04	44	759,4
	0,03	28	676,7
	1,59	16	342,3
	0,72	30	67,54
	3,00	44	20,96
i-	1,32	58	10,7
n-	4,04	58	8
i-	2,83	72	2,684
n-	2,95	72	2,117
n-	83,48	86	0,754
	100	-	-

 

 

Составляем уравнение 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. 3.9.

 

Определение мольной  доли отгона

Таблица 3.9

 

Компонент смеси	=24	=49,78	=50
	0,001	0,0008	0,001
	0,001	0,0006	0,001
	0,032	0,0318	0,032
	0,014	0,0143	0,014
	0,058	0,0575	0,057
i-	0,025	0,0242	0,024
n-	0,073	0,0721	0,072
i-	0,042	0,0413	0,041
n-	0,040	0,0401	0,040
n-	0,717	0,7173	0,717
	1,003	1,0000	0,999

 

 

 

Расчеты показали, что  из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 49,78 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в табл. 3.10.

 

 

 

 

 

 

Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

Таблица 3.10

 

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти ( ), %	Газ из сепаратора		Нефть из сепаратора моли ( )	Мольный состав нефти  из блока сепараторов  %
		Молярная концентрация ( )	Моли
	0,04	0,0008	0,04	0	0
	0,03	0,0006	0,03	0	0
	1,59	0,0318	1,58	0,01	0,02
	0,72	0,0143	0,71	0,01	0,02
	3,00	0,0575	2,86	0,14	0,28
i-	1,32	0,0242	1,20	0,12	0,24
n-	4,04	0,0721	3,59	0,45	0,90
i-	2,83	0,0413	2,06	0,77	1,53
n-	2,95	0,0401	2,00	0,95	1,89
n-	83,48	0,7173	35,71	47,77	95,12
Итого	100	1,0000	49,78	50,22	100