close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

9468.Расчет технологических установок системы сбора и подготовки скважинной продукции

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
С. А. Леонтьев, Р. М. Галикеев, О. В. Фоминых
РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
УСТАНОВОК СИСТЕМЫ СБОРА
И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ
ПРОДУКЦИИ
Допущено Учебно-методическим объединением вузов
Российской Федерации по нефтегазовому образованию
в качестве учебного пособия для студентов высших
учебных заведений, обучающихся по специальности 130503
«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
направления подготовки специалистов 130500 «Нефтегазовое дело»,
по представлению ученого совета ГОУ ВПО «Тюменский
государственный нефтегазовый университет»
Тюмень
ТюмГНГУ
2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
УДК 622.276
ББК 33.131я73
Л 47
Рецензенты:
доктор технических наук, профессор Ю. В. Зейгман
кандидат физико-математических наук, доцент Б. Б. Квеско
Л 47
Леонтьев, С. А.
Расчет технологических установок системы сбора и подготовки скважинной продукции [Текст] : учебное пособие / С. А. Леонтьев, Р. М. Галикеев, О. В. Фоминых. – Тюмень : ТюмГНГУ, 2010. –
116 с.
ISBN 978-5-9961-0250-1
В учебном пособии приведены методики расчѐта технологических процессов сбора и подготовки скважинной продукции, изложены общие сведения о системах сбора продукции нефтяных скважин, приведены конструкции, принципы рациональной эксплуатации оборудования и установок, имеющих место в герметизированной системе сбора и подготовки скважинной продукции на месторождениях Западной Сибири.
Пособие может быть полезно научно-техническим, инженерным работникам, студентам очной и заочной формы обучения, изучающим процессы промыслового сбора и подготовки скважинной
продукции на месторождениях.
УДК 622.276
ББК 33.131я73
ISBN 978-5-9961-0250-1
© Государственное образовательное
учреждение высшего
профессионального образования
«Тюменский государственный
нефтегазовый университет», 2010
2
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ………………………………………..………………….………. 5
1. ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ
СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ …...…….…… 6
1.1. Общие сведения о системе сбора и подготовки скважинной
продукции …………………………………………………………................ 6
1.2. Описание принципиальной технологической схемы дожимной
насосной станции (ДНС) ………………………………….………..………. 8
1.3. Описание принципиальной технологической схемы дожимной
насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС
с УПСВ) ...................................................................................................... ... 10
1.4. Описание принципиальной технологической схемы установки
предварительного сброса воды (УПСВ) ………………………….……… 12
1.5. Описание принципиальной технологической схемы установки
подготовки нефти (УПН) ……………………………………….……….... 13
2. ОПИСАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ, ИСПОЛЬЗУЕМОГО
НА УСТАНОВКАХ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ
ПРОДУКЦИИ ................................................................................................... 17
2.1. Емкостное оборудовани ........................................................................ 17
2.1.1. Вертикальные и горизонтальные емкости ........................................ 17
2.1.2. Оборудование для сепарации скважинной продукции .................. 25
2.1.3. Отстойники ..................................................................................... 30
2.1.4. Электродегидраторы .................................................................... 32
2.2. Нагревательное оборудование, используемое на установках промысловой подготовки скважинной продукции ........ 34
2.2.1. Трубчатые печи .............................................................................. 34
2.2.2. Подогреватель путевой ПП-1,6/ 1,6-1 …………………................... 37
2.2.3. Нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом (НГВРП) ........ 38
2.3. Перекачивающее оборудование ........................................................... 50
2.3.1. Центробежный насос ЦНС 105*294 ................................................. 50
3. ПРИМЕР РАСЧЕТА УСТАНОВОК, ПРИМЕНЯЕМЫХ
НА ПРОМЫСЛЕ ДЛЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ
ПРОДУКЦИИ .................................................................................................... 52
3.1. Пример расчета материального баланса дожимной насосной
станции (ДНС) …………… ......................................................................... 52
3.1.1. Материальный баланс первой ступени сепарации .......................... 52
3.1.2. Материальный баланс второй ступени ............................................. 57
3.1.3. Общий материальный баланс установки ........................................ 62
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
3.2. Пример расчета материального баланса дожимной насосной
станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ) .. 63
3.2.1. Материальный баланс первой ступени сепарации .......................... 63
3.2.2. Материальный баланс второй ступени со сбросом воды ............... 68
3.2.3. Расчет материального баланса сброса воды ................................... 73
3.2.4. Общий материальный баланс установки ......................................... 76
3.3. Пример расчета материального баланса установки
предварительного сброса воды (УПСВ) ..................................................... 76
3.3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации .......................... 77
3.3.2. Материальный баланс блока сбора воды ......................................... 82
3.3.3. Материальный баланс второй ступени сепарации .......................... 84
3.3.4. Общий материальный баланс установки ......................................... 88
3.4. Пример расчета материального баланса установки подготовки
нефти (УПН) .................................................................................................. 89
3.4.1. Материальный баланс первой ступени сепарации .......................... 89
3.4.2. Блок отстоя .......................................................................................... 95
3.4.3. Блок электродегидраторов ................................................................. 96
3.4.4. Материальный баланс второй ступени сепарации .......................... 98
3.4.5. Общий материальный баланс установки ....................................... 103
Приложение 1 ................................................................................................... 103
Приложение 2 ................................................................................................... 113
Приложение 3 ................................................................................................... 114
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ............................................................................... 115
4
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ВВЕДЕНИЕ
Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключаются в последовательном изменении состояния продукции
нефтяной скважины и отдельных еѐ составляющих (нефть и газ), завершающимся получением товарной продукции. Технологический процесс после разделения продукции скважины состоит из нефтяного и газового материальных потоков.
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.
В последние годы возросло количество новых технологических процессов, применяемых для сбора и подготовки скважинной продукции. Соответственно было создано и оборудование для осуществления этих процессов.
В принципах действий разработанного оборудования широко использованы известные физические и химические явления.
Одним из важнейших условий нормальной эксплуатации герметизированных транспортных систем является качественная подготовка скважинной продукции на промыслах в соответствии с требованиями
ГОСТ Р 51858-2002 [1].
Целью учебного пособия является помощь в расчете материальных
балансов основных технологических установок для курсовых, дипломных
и проектных работ, описание технологических установок и оборудования,
применяемого на них.
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
1. ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
СХЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ
ПРОДУКЦИИ
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 еѐ 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 1.1
Нормативные данные по качеству нефти
в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002
Показатель
1
Максимальное содержание воды, %, не
более
Максимальное содержание хлористых
солей, мг/л не более
Максимальное содержание механических примесей, %, не более
Максимальное давление насыщенных
паров (ДНП) при температуре 37,8оС,
кПа, не более
Массовая доля органических хлоридов, млн-1 (ppm)
Массовая доля сероводорода, млн-1
(ppm), не более
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более
Группа нефти
2
3
0,5
0,5
1,0
100
300
900
0,05
0,05
0,05
66,7
66,7
66,7
10
6
20
100
100
40
100
100
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качества,
определенные стандартами значения, представленными в табл. 1.2.
Таблица 1.2
Требования к качеству воды для закачки в пласт ОСТ 39-225-88
Проницаемость
пласта, 10-6 м2
Удельная трещиноватость пласта
 0,1
> 0,1
 0,35
> 0,35
 0,6
> 0,6
От 6,5 до 2 вкл.
Менее 2
От 35 до 3,6 вкл.
Менее 3,6
Допустимое содержание в воде,
мг/л
механических
нефти
примесей
<3
<5
<5
< 10
< 15
< 40
< 30
< 50
< 40
< 40
< 50
< 50
Чаще всего рекомендуется вместо одного трубопровода большого
диаметра укладывать два трубопровода меньшего диаметра, равных по
площади большому. Данная схема сбора [2] представлена на рис. 1.1.
Рис. 1.1. Схема 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)
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
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 (ДНС)
Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до установок предварительного сброса воды (УПСВ) или цеха подготовки и перекачки нефти
(ЦППН). Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.
Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти
от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного
транспортирования нефти центробежными насосами, а газа - под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости
существует несколько типов ДНС.
Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:
 буферной емкости;
 сбора и откачки утечек нефти;
 насосного блока;
 свечи аварийного сброса газа.
Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м 3
и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат.
Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены:
 для приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;
 сепарации нефти от газа;
 поддержания постоянного подпора порядка 0,3-0,6 МПа на приеме насосов.
Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость
буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.
Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических
параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель.
Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными
датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в опера-
8
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
торной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит
при отклонении параметров работы насосов от режимных.
1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении
или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.
2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении
температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль
осуществляется с помощью датчиков температуры.
3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае
их отключения.
4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при
этом насосы должны автоматически отключаться.
Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом
4 – 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот
блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень
в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.
Принцип работы ДНС.
Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется, затем подается на прием рабочих насосов и далее в
нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на
установку компримирования природного газа (УКПГ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии.
Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на
напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого
уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство
управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в
НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого
электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и
давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.
На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.2.
Рис. 1.2. Принципиальная схема дожимной насосной станции (ДНС)
Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы;
Н-1 – центробежный насос. Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления
на установку комплексной подготовки газа, ГНД – газ низкого давления
1.3. 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;
7) 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.
10
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
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. 1.3. 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 ме-
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
нее 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.
Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.3.
1.4. Описание 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 и 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 (КСУ), 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
12
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
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 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.
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. 1.4.
1.5. Описание принципиальной технологической схемы
установки 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 газосепаратор ГС и направляется на установку комплексной подготовки газа УКПГ.
Остатки газа из ГС используются на собственные нужды в качестве
топливного газа для электростанции.
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
14
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
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
15
Рис. 1.5. 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
1
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
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].
Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.5.
16
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
2. ОПИСАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ, ИСПОЛЬЗУЕМОГО
НА УСТАНОВКАХ СБОРА И ПОДГОТОВКИ
СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
2.1. Емкостное оборудование
2.1.1. Вертикальные и горизонтальные емкости
Резервуары предназначены для накопления, кратковременного хранения и учета нефти. Группу сосредоточенных в одном месте нефтяных
резервуаров называют резервуарным парком [2].
Резервуары классифицируются по следующим характеристикам:
- по назначению;
- расположению;
- материалу, из которого они изготовлены.
По назначению нефтяные резервуары подразделяются:
- на сырьевые;
- технологические;
- товарные.
Сырьевые резервуары предназначены для хранения обводненной
нефти. В технологических резервуарах осуществляется предварительный
сброс пластовой воды. Товарные резервуары используются для хранения
обезвоженной и обессоленной нефти.
Резервуарный парк, содержащий товарные резервуары, называется
товарным парком.
По расположению нефтяные резервуары подразделяют:
- на надземные;
- подземные;
- полуподземные.
По материалу, из которого они изготовлены, нефтяные резервуары
разделяют на металлические и железобетонные. Обычно наземные резервуары – металлические, а подземные и полуподземные – железобетонные.
На нефтяных месторождениях наибольшее распространение получили
надземные стальные вертикальные цилиндрические резервуары.
Вертикальные цилиндрические стальные резервуары типа РВС представляют собой сварную конструкцию из стальных листов толщиной от 4 до 14 мм.
Наиболее распространенные размеры листов: 1000х2000 мм и 1250х2500 мм
при толщине стенки 4 мм и 1500х6000 мм при толщине стенки больше 4 мм.
Основные элементы вертикального стального резервуара - днище,
корпус и крыша. Днище резервуара сварное из листов толщиной до 5 мм,
расположено на фундаменте в виде песчаной подушки и имеет уклон от
центра к периферии, равный 2%. Уклон днища необходим для стока и удаления отделившейся в резервуаре пластовой воды. Вокруг фундамента для
отвода ливневых вод устраивают кювет с уклоном в сторону канализации.
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Корпус резервуара изготовляют в виде поясов, которые могут соединяться между собой тремя способами: ступенчатым, телескопическим и
встык. Толщина поясов или одинакова по высоте, или возрастает к низу.
Крыши вертикальных стальных резервуаров бывают трех типов:
- плоские;
- конические;
- сферические.
Резервуары с плоскими и коническими крышами рассчитаны на избыточное давление в газовом пространстве 2000 Па и вакуум 250 Па, а резервуары со сферической крышей рассчитаны на избыточное давление в
газовом пространстве 0,02 МПа и вакуум 0,002 МПа.
Резервуары с плоскими крышами имеют наименьшее газовое пространство, поэтому в них меньшие потери нефти от испарения, что обеспечило широкое их использование на нефтяных месторождениях. Крышу
резервуара собирают из крупноразмерных щитов заводского изготовления.
Щиты представляют собой каркас из двутавров и швеллеров, к которым
приварен листовой настил толщиной 2,5 мм. В середине резервуара щиты
опираются на центральную стойку. Технологическая характеристика вертикальных стальных резервуаров приведена в табл. 2.1.
Таблица 2.1
Резервуары вертикальные стальные
Номинал.
объем, м3
100
200
300
400
700
1000
2000
3000
5000
10000
20000
30000
100
200
300
400
700
1000
2000
3000
5000
10000
20000
Геометр. характеристики, мм
Общая масса справочн., т
диаметр
высота
без понтона с понтоном
Расчетная температура -40С и выше
4730
5960
8,2
10,3
6630
5950
10,8
13,4
7580
7450
13,8
16,4
8530
7450
15,4
19,5
10430
8940
22,9
27,2
10430
11920
26,7
32,3
15180
11920
48,0
53,6
18980
11920
75,4
82,9
20920
14900
103,1
118,3
28500
17880
216,6
233,8
39900
17880
407,0
440,0
45600
17880
534,2
581,0
Расчетная температура -40С до -65С
4730
5960
8,4
3630
5960
11,1
7580
7450
14,0
8530
7450
15,7
10430
8940
22,9
10430
11920
27,9
15180
11920
48,1
18980
11920
68,8
22790
11920
101,5
34200
11920
196,8
45600
11920
391,8
18
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Выбор типа резервуара, его внутренней оснащенности, противокоррозионного покрытия, способа монтажа обосновывается проектом в зависимости от емкости, назначения, климатических условий, характеристики
сред, а также с учетом максимального снижения потерь.
Каждый резервуар должен быть оснащен:
- дыхательными клапанами,
- предохранительными клапанами,
- огнепреградителями,
- уровнемерами,
- пробоотборниками,
- сигнализаторами уровня,
- манометрами,
- устройствами для предотвращения слива (хлопушками),
- противопожарным оборудованием,
- оборудованием для подогрева (при необходимости),
- приемо-раздаточными патрубками,
- зачистным патрубком,
- вентиляционными патрубками,
- люками (люк световой, люк замерный).
3
10
4
5
1
6
7
8
2
9
11
Рис. 2.1. Резервуар вертикальный стальной:
1 – световой люк; 2 – вентиляционный патрубок; 3 – предохранительный
клапан; 4 – дыхательный клапан; 5 – замерный люк; 6 – лестница; 7 – указатель
уровня; 8 – люк-лаз; 9 – приемо-раздаточный патрубок; 10 – площадка обслуживания; 11 – зачистной патрубок
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Устройство, взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям
СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы».
Каждый резервуар должен быть огражден сплошным земляным валом, рассчитанным на гидростатическое давление разлившейся из резервуара жидкости. Территория между резервуаром и обвалованием называется каре.
На рис. 2.1 изображен цилиндрический вертикальный резервуар. Рассмотрим установленное на нем оборудование (рис. 2.2) и его назначение.
Распределители жидкости входящего потока в РВС. Если требуется добиться наилучшей эффективности, необходимо обеспечить распределение нефти по всей площади поперечного сечения резервуара. Плохое
распределение жидкости приводит к короткому гидравлическому циклу и
увеличенной приведенной скорости нефти, что снижает возможность осаждения водных частиц. Количество отводных трубок зависит от диаметра
емкости, подходящая скорость составляет порядка 0,2 – 0,3 м/с.
На рис. 2.3 представлены три типа распределителя.
Верхний световой люк (рис. 2.4) служит для проветривания во время ремонта, зачистки резервуара, а также для подъема хлопушек и шарнирных труб при обрыве рабочего троса.
Замерный люк (рис. 2.5.) служит для замера уровня нефтепродукта
и подтоварной воды в резервуаре, а также для отбора проб при помощи
пробоотборника.
Дыхательный клапан (рис. 2.6) применяется в резервуарах для
хранения светлых нефтепродуктов и сырой нефти. В процессе эксплуатации резервуаров, содержащих светлые нефтепродукты, сырую нефть и дизельное топливо, происходит ―дыхание‖ резервуара. При повышении температуры окружающей среды давление в газовом пространстве повышается, и часть газа из емкости должна быть выведена. При понижении температуры давление понижается, и для предупреждения образования вакуума
в емкость должен быть введен газ или воздух. Такой обмен называют ―малым дыханием‖ резервуара.
При закачке в резервуар продукта вытесняется газ, заполнивший резервуар; при откачке освобождаемый продуктом объем должен быть заполнен каким-либо газом (нефтяные газы, иногда воздух). Вытеснение или
подсос газов при закачке - откачке продукта называют ―большим дыханием‖ резервуара.
Огнепреградители, или заградители пламени (рис. 2.7), предохраняют резервуар от проникновения внутрь него огня и искр через дыхательные
и предохранительные клапаны. Огнепреградители представляют собой
фольговую кассету, состоящую из гофрированных и плоских алюминиевых
лент, свитых в спираль и образующих ряд параллельных клапанов. Огневые
преградители обычно монтируются под дыхательным клапаном.
20
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Резервуар вертикальный
стальной 5000 м3/куб.
Уровнемеры ДУУ4
Кольцо орошения для
охлаждения
резервуара
Пеногенератор
ГПСС-2000
Клапан
дыхательный
КДС 1500*500 –
2шт.
21
Выход
Выход
уловленной
очищенной
нефти
воды
Приѐмораздато
чный коллектор
Вход с УПСВ
Люк-лаз
Люк для
зачистки РВС от
нефтешлама
Тубопроводы подвода воды к кольцу орошения и пены к
пеногенераторам от противопожарных насосных станций
Рис. 2.2. Трубопроводная обвязка резервуара
1
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
2)
1)
3)
Рис. 2.3. Распределители жидкости:
1 – ромашка; 2 – продольный разрез трубы пополам; 3 – перевѐрнутый
полутрубный
Рис. 2.4. Люк световой
22
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Принцип действия огневого предохранителя основан на том, что
пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстие малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода.
Рис. 2.5. Люк замерный
Рис. 2.6. Непромерзающий механический дыхательный клапан:
1 - корпус; 2- тарелка; 3- седло; 4- обойма; 5- защитный кожух;
6- огнепреградитель; 7- шток; 8- направляющая труба; 9- покрытие
тарелки (пленка из фторопласта 4)
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 2.7. Огнепреградитель:
1- фланец; 2- прижимные болты;
3- корпус; 4- крепежные болты;
5- фольговая гофрированная спираль
(кассета); 6- кожух спирали;
7- уплотняющая прокладка
Подогреватели (рис. 2.8) служат для подогрева темных нефтепродуктов и масел некоторых сортов, вязкость которых при хранении в резервуарах по разным причинам увеличивается настолько, что перекачка их по
трубопроводам без подогрева не представляется возможной.
Для обогрева применяют теплообменные элементы (змеевики, полутрубы, уголки), приваренные к корпусу, или внутренние подогреватели.
Внутренние подогреватели изготовляют в виде U- образных теплообменников, которые вставляются в боковые люки, или в виде секционных труб
(трубчатых секционных подогревателей), укладываемых на дно резервуара. Конструкции подогревателей различают следующих типов: стационарные и переносные, общие и местные, трубчатые, циркуляционного подогрева, паровые, электрические и др.
С помощью подогревателей продукты перед выводом подогреваются
для уменьшения вязкости до заданного значения.
Железобетонные резервуары по виду хранимого нефтепродукта подразделяются на резервуары для мазута, нефти, масел и светлых нефтепродуктов. Нефть и мазут практически не оказывают химического воздействия на бетон и обладают способностью за счет тяжелых фракций и смол
тампонировать мелкопористые материалы, уменьшая со временем их просачиваемость и проницаемость. При хранении этих продуктов в железобетонных резервуарах не требуется специальной защиты стенок покрытия
резервуаров. При хранении смазочных масел во избежание их загрязнения
внутренние поверхности резервуаров защищают различными покрытиями
и облицовками. То же относится и к резервуарам для светлых легкоиспа24
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ряющихся нефтепродуктов, которые, обладая незначительной вязкостью,
легко фильтруются через бетон. Кроме того, покрытие должно обладать
повышенной герметичностью (газонепроницаемостью) с целью уменьшения потерь от испарения.
Рис. 2.8. Схема установки трубчатого подогревателя
Железобетонные резервуары, кроме экономии металла, обладают
еще рядом технологических преимуществ. При хранении в них подогретой
вязкой нефти и нефтепродуктов медленнее происходит их остывание за
счет малых потерь, а при хранении легкоиспаряющихся светлых нефтепродуктов уменьшаются потери от испарения, так как резервуары при подземной установке менее подвержены солнечному облучению.
2.1.2. Оборудование для сепарации скважинной продукции
Сепарация, назначение, классификация и конструкция сепараторов.
Процесс сепарации начинается уже сразу на первых этапах движения нефти, когда из нефти отбираются выделившиеся газообразные углеводороды (с падением давления), находящиеся в пластовых условиях в
жидком состоянии.
Жидкая фаза может, в свою очередь, состоять из нефти и пластовой
воды, содержание которой колеблется от нуля до значительных величин.
Следовательно, в случае содержания воды в продукции скважин мы имеем
дело с трехфазным или нефтеводогазовым потоком, который состоит из
нефти, газа и воды [3].
Первым узлом отбора легких фракций оказываются трапносепарационные установки, на которых от нефти отделяется свободный газ,
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
подаваемый далее по газосборным коллекторам на промысловую компрессорную станцию либо на газобензиновый завод.
Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин. Процесс сепарации осуществляется:
1) для получения нефтяного газа, используемого как химическое сырье или топливо;
2) разложения образовавшейся пены;
3) отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий;
4) уменьшения пульсации при транспортировании нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти;
5) уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения
тем самым гидравлических сопротивлений.
От проведения процессов сепарации зависят потери легких фракций
нефти при последующем ее транспорте и хранении. Установлено, что при
моментальной сепарации нефти (с резким снижением давления) существенно увеличивается уносимое количество тяжелых углеводородов
быстро движущейся струей свободного газа.
При ступенчатой сепарации подбором давлений на ступенях можно
достигнуть выделения в основном только свободного газа, при минимальном уносе нефтью легких углеводородов, которые затем теряются на последующих этапах ее движения.
Затруднительно дать однозначный ответ на вопрос оптимального выбора числа ступеней сепарации, например, при многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (4-8 МПа).
На устьях скважин в результате незначительного понижения давления и
температур на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале легких фракций – метана, этана, затем частичное выделение тяжелых углеводородов – пропана, бутана, пентана) и в нефти остается большое количество невыделившихся тяжелых углеводородов.
Если при том же высоком устьевом давлении применить трех- или
двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в
сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество
тяжелых углеводородов, представляющих собой ценное сырье для получения из этих газов жидких углеводородов, в частности, пропана, бутана и
газового бензина.
Из сказанного следует, что при сборе и транспортировке нефти на
площадях месторождений можно применять как многоступенчатую, так и
двухступенчатую сепарацию. С точки зрения экономии металла, удобства
обслуживания и наличия поблизости от месторождения газоперерабатывающего завода всегда целесообразно применять трехступенчатую сепарацию. Выделившийся на первой ступени сепарации газ под собственным
давлением направляется на местные нужды: для отопления жилых и про-
26
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
изводственных зданий, в котельные и т.д. Газ, получаемый на второй и
третьей ступенях сепарации, где предусматривается резкое снижение давления, будет жирным, т.е. содержащим большое количество тяжелых углеводородов, и может направляться на ГФУ или ГПЗ.
В сепараторах любого типа, используемых на нефтяных месторождениях, различают следующие четыре секции (рис. 2.9):
1. Основная сепарационная секция, служащая для выделения из
нефти газа, на работу которой большое влияние оказывает конструктивное
оформление ввода продукции скважин (радиальное, тангенциальное, использование различных насадок - диспергаторов, турбулизирующих ввод
газожидкостной смеси).
Рис. 2.9. Общий вид и детали вертикального сепаратора:
I -основная сепарационная секция; II - осадительная секция; III - секция сбора
нефти;; IV - каплеуловительная секция; 1-корпус; 2- раздаточный
коллектор; 3- поплавок; 4- дренажная труба; 5- наклонные плоскости; 6- ввод
газожидкостной смеси; 7 - регулятор давления; 8-выход газа; 9- перегородка,
выравнивающая скорость газа в жалюзийном каплеуловителе ; 10- жалюзийный
каплеуловитель; 11- регулятор уровня; 12-сброс нефти; 13- сброс грязи; 14-люк;
15-заглушки; 16- предохранительный клапан
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
2. Осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции.
Для более интенсивного выделения газа из нефти последнюю направляют
тонким слоем по наклонной плоскости, увеличивая тем самым длину пути
движения нефти, т.е. эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости
рекомендуется изготовлять с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти.
3. Секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. В зависимости от эффективной работы предыдущих секций сепаратора, нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или
в смеси с газом.
4. Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора и служащая для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа.
Работа сепараторов любого типа, устанавливаемых на нефтяном месторождении, характеризуется двумя основными показателями: количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной
секции, и количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти. Чем меньше эти показатели, тем лучше работает сепаратор.
К показателям эффективности работы нефтяного сепаратора относятся также удельный унос капельной жидкости Кж потоком газа и удельный унос свободного газа Кг потоком нефти.
Для полной оценки эффективности работы сепаратора наряду с показателями Кж и Кг необходимо учитывать и степень технического совершенства, которая характеризуется: 1) минимальным диаметром капель
жидкости, задерживаемых в сепараторе; 2) минимально допустимой средней скоростью газового потока в свободном сечении сепаратора, а также в
каплеуловительной секции; 3) временем пребывания жидкости (нефти или
нефти и воды) в сепараторе, за которое происходит максимальное отделение свободного газа от жидкости. Допустимое значение Кж не должно превышать 50 см3 на 1000 м3 газа, в то время как Кг при условиях в сепараторе
рекомендуется принимать равным Кг =20∙103 см3 на 1 м3 жидкости.
На нефтяных месторождениях наиболее широко используются горизонтальные сепараторы, обладающие рядом преимуществ по сравнению с
вертикальными. В горизонтальных сепараторах достигается лучшее качество сепарации, они обладают повышенной пропускной способностью, отличаются доступностью внутреннего осмотра, простотой обслуживания и
ремонта.
Сепарационные установки НГС (рис.2.10) широко применяются при
обустройстве нефтяных месторождений и предназначаются для отделения
газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях
28
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
сепарации, включая горячую сепарацию на последней ступени под вакуумом.
В настоявшее время промышленностью выпускается нормальный
ряд сепарационных установок на проектную пропускную способность по
нефти от 2000 до 30000 т/сутки.
Рис. 2.10. Нефтегазовый сепаратор типа НГС
Сепарационная установка (рис. 2.10) состоит из стальной горизонтальной цилиндрической емкости 1, оснащенной штуцерами для входа
продукции 2, выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости на входе нефтегазовой смеси установлено распределительное устройство 3 и наклонные
желоба 4 и 5. Возле штуцера выхода газа установлены горизонтальный 8 и
вертикальный 6 сетчатые отбойники. Аппарат также снабжен штуцерами и
муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.
Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 2,
изменяет свое направление на 90о , и при помощи распределительного
устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в
верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние 5. Отделившийся от нефти
газ сначала проходит вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99%), что позволяет отказаться от
установки дополнительного сепаратора газа.
Отсепарированная нефть через выходной патрубок 10 снизу сепаратора направляется на следующую ступень сепарации или же в резервуар.
Сепараторы НГС поставляются в комплекте со средствами местной
автоматики, а средства управления автоматического регулирования предусматриваются в проектах по привязке установок с конкретным объектом.
Основные технические данные сепарационных установок типа НГС
приведены в табл. 2.2.
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица 2.2
Технические данные сепарационных установок типа НГС
Внутренний диаметр
аппарата Dв, мм
Объемная призводительность м3/ч:
по нефтегазовой смеси,
по газу
Вместимость, м3
Условное давление,
МПа
Рабочее давление,
МПа
Температура среды, оС
Унос жидкости газом, г/м3
Унос свободного газа
жидкостью, %
Средняя температура
самой холодной пятидневки, оС
Минимальная допустимая температура
стенки, оС
Материал основных
деталей аппарата
1200
1600
2000
2400
3000
3400
20-100
45-225
86-430
160-800
300-1500
450-2500
2070074900
6,3
1280054900
12,5
62200224800
25
82900220000
50
124000330000
100
165000440000
150
0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3.
0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0
0,4; 0,8; 1,4; 2,2; 3,6; 5,7
0,4; 0,8; 1,4; 2,2; 3,6
от 0 до 100
до 0,1
до 1
до минус 60
до минус 60
16ГС ГОСТ 5520-79
09Г2С ГОСТ 5520-79
2.1.3. Отстойники
Для отстоя нефтяных эмульсий после нагрева их в блочных или стационарных печах применяются отстойники. Наиболее распространены отстойники с нижним распределенным вводом сырья и вертикальным его
движением в отстойнике (ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200) и отстойники с радиальным вводом сырья и горизонтальным его движением в отстойнике
(ОБН).
Отстойник типа ОГ-200 (ОГ-200С, ОГ-200П) предназначен для отстоя нефтяных эмульсий с целью их разделения на составляющие - нефть
и пластовую воду. Допускается применение установки для подготовки
легких и средних нефтей, не содержащих сероводород и другие агрессивные в коррозионном отношении компоненты.
В шифре приняты следующие обозначения: ОГ — отстойник горизонтальный; первая цифра — вместимость емкости (м3); С — с сепарационным отсеком.
30
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Отстойник ОГ-200С (рис. 2.11) представляет горизонтальную стальную цилиндрическую емкость диаметром 3400 мм с эллиптическими днищами. При помощи перегородки 3 емкость разделена на два отсека, из которых левый I является сепарационным, а правый II — отстойным. Левый
и правый отсеки емкости сообщаются друг с другом при помощи двух
распределителей, представляющих собой стальные трубы 8 с наружным
диаметром 426 мм, снабженные отверстиями в верхней части. Над отверстиями распределителей располагаются распределители эмульсии коробчатой формы 7, имеющие на своих боковых гранях отверстия.
Рис. 2.11. Отстойник ОГ-200С.
В верхней части сепарационного отсека находится сепаратор газа 2,
соединенный при помощи фланцевого угольника со штуцером выхода газа
10, расположенным в левом днище. В верхней части правого отсека размещены четыре сборника нефти 4, соединенные с коллектором и штуцером выхода отстоявшейся нефти. В нижней части этого отсека имеется
штуцер 6 для удаления отделившейся воды.
Подогретая нефтяная эмульсия через штуцер I поступает в распределитель, расположенный в верхней части сепарационного отсека 7. При
этом из обводненной нефти выделяется часть газа, находящаяся в ней как
в свободном, так и в растворенном состоянии. Отделившийся газ через
штуцер 10 сбрасывается в сборную сеть.
Уровень жидкости в сепарационном отсеке регулируется при помощи регулятора межфазного уровня, поплавковый механизм которого врезается в люк 9. Дегазированная нефть из сепарационного отсека поступает
в два коллектора 8, находящиеся в отстойном отсеке II. Из коллекторов
нефть поступает под коробчатые распределители и через отверстия, просверленные в их боковых пoвepхнocтяx, направляется тонкими струйками
под уровень пластовой воды в отсеке.
Благодаря наличию коробчатых распределителей нефть приобретает
вертикальное движение по значительной площади агрегата. Обезвоженная
нефть всплывает вверх и поступает в сборники 4, расположенные в верхней части отстойного отсека, и через штуцер 5 выводится из аппарата. От31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
делившаяся от нефти пластовая вода поступает в правую часть отстойника и через штуцер 6 с помощью поплавкового регулятора межфазного
уровня сбрасывается в систему подготовки промысловых вод.
Отстойник ОГ-200С поставляется комплектно с контрольноизмерительными приборами, позволяющими осуществлять автоматическое регулирование уровней раздела «нефть—газ» и «нефть—пластовая
вода» в отсеках, а также местный контроль за давлением среды в аппарате,
уровнями раздела «нефть — газ» и «нефть — пластовая вода».
Техническая характеристика отстойника ОГ-200С приведена ниже:
рабочая среда …………………………нефть, газ, пластовая вода
пропускная способность по товарной нефти, т/сут………до 6000
рабочее давление, МПа …………………..…………………… 0,6
температура среды , °С……………..……………………… до 100
вместимость аппарата, м3…………………………………..…..200
габаритные размеры, мм ……..….…………25 420  6 660  5780
масса, кг…………………………..…………………………..48 105
2.1.4. 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. 2.12) представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость, в которой имеется 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 3 подсоединены 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
4 типа РОС-50/05, которые 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 6 под слой
отделившейся воды и поднимается вверх. После перехода через границу
раздела вода - нефть нефтяная эмульсия попадает сначала в зону низкой
32
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
напряженности электрического поля, образующейся между нижним электродом и поверхностью отделившейся воды, затем в зону высокой напряженности между верхним и нижними электродами.
Рис. 2.12. Электродегидратор типа 1 ЭГ-160
Под действием электрического поля капли воды, содержащиеся в
нефти, поляризуются, взаимно притягиваются друг к 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 1 ЭГ-160
приведена в табл. 2.3. Электродегидратор типа 2 ЭГ-160 отличается от
электродегидратора типа 1 ЭГ-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, через распределитель 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. 2.3.
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица 2.3
Технологические характеристики электродегидраторов
Показатели
Производительность по товарной
нефти, т/сут.
Рабочее давление, МПа
Рабочая температура, 0С, до……..
Число электротрансформаторов, шт.
Мощность электротрансформатора, кВа
Напряжение между электродами, кВ, до….
Объем емкости, м3
Тип электродегидратора
1 ЭГ-160 2 ЭГ-160 ЭГ-200-10
2000300050008000
4300
11500
1,0
1,0
1,0
110
110
110
2
4
1
50
50
150
44
44
50
160
160
200
2.2. Нагревательное оборудование, используемое на установках
промысловой подготовки скважинной продукции
2.2.1. Трубчатые печи
Печь трубчатая блочная ПТБ-10-64 (рис. 2.13) предназначена для
подогрева обводненных нефтей перед аппаратами глубокого обезвоживания и обессоливания. Допускается применение для нагрева нефтяных
эмульсий с повышенной коррозионной активностью и склонностью к отложению солей и механических примесей на установках подготовки нефти
пропускной способностью 3, 6 и 9 млн т/год.
Рис 2.13. Печь ПТБ-10-64
34
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
В шифре установки приняты следующие обозначения:
- ПТБ — печь трубчатая блочная;
- первое число — номинальная тепловая производительность,
- второе — допустимое рабочее давление.
Таблица 2.4
Технические характеристики печи ПТБ-10-64
ПОКАЗАТЕЛЬ
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 входе,°С
+5 и более
Температура на выходе, К(°С), не более….
(90)
природный или
попутный газ
Топливо
Рабочее давление в эмеевике, МПа(кгс/см2), не более…
КПД не менее, %
6,3(63)
80
3
Расход топливного газа, м /ч
1600
Габаритные размеры (длина x ширина x высота, в собранном виде),м
Масса, т
14,1x5,1x10,4
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 камеры сгорания в теплообменную камеру.
Блок основания представляет собой конструкцию, предназначенную
для установки теплообменной камеры с трубопроводной обвязкой и каме-
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
рами сгорания 2. Там же расположены вентиляторы 1, коллектор газа к основным горелкам 3 и коллектор газа к запальным горелкам 5, трубопроводы входа 8 и выхода эмульсии 7. Приборы, осуществляющие контроль и
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 ПТБ-10-64 работает следующим образом. Воздух от вентиляторов по воздуховоду подается 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.
Таблица 2.5
Тепловая мощность печи
Тепловая
мощность, Мвт
1,5 – 2,5
2,5 – 3,5
3,5 – 6,0
6,0 – 8,5
8,5 – 11,6
Давление газа после
Температура уходярегулирующего клапащих газов (дымовых), оС
на, МПа
0,010 – 0,015
120 – 150
0,015 – 0,020
250 – 300
0,020 – 0,025
350 – 400
0,030 – 0,040
450 – 500
0,040 – 0,050
500 – 600
36
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
2.2.2. Подогреватель путевой ПП-1,6 / 1,6-1
Подогреватель путевой ПП-1,6 (рис. 2.14) и его модификации предназначены для нагрева обезвоженной нефти, нефтяных эмульсий, воды,
вязкой нефти и нефтепродуктов при транспортировке и на нефтяных промыслах, а также для нагрева нефтяных эмульсий на установках подготовки
нефти.
Рис 2.14. Подогреватель путевой ПП-1,6
Описание конструкции ПП-1,6/1,6-1.
Подогреватель нефти ПП-1,6 представляет собой цилиндрический
горизонтальный сосуд с плоскими днищами, во внутренней полости которого установлены две топки и два змеевика.
Топочные устройства оборудованы газовыми горелками с запальниками, дымовыми трубами с системой автоматизации. Снаружи сосуда
смонтированы приборы контроля автоматики, газовый коллектор, штуцера
с фланцами - вход нефти, выход нефти, трубопроводы для подвода и отвода нефти, дренаж осадка, указатель уровня воды, площадка, лестница,
расширительный бачок для технического осмотра и заполнения внутреннего объема сосуда водой.
Приборы контроля и автоматического регулирования на газовом
коллекторе установлены в кожухах.
Сосуд путевого подогревателя на подвижных опорах и неподвижной
опоре установлен на основании сварной конструкции, предназначенного
для перемещения подогревателя в пределах площадки промысла.
Система автоматизации устанавливается в диспетчерском пункте.
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Принцип работы ПП-1,6.
При сгорании топливного газа в топке происходит нагревание теплоносителя до температуры 90 - 95°С.
Теплоноситель передает тепло нефти, проходящей через змеевик.
Нефть нагревается на 25°С.
Принцип работы ПП-1,6-1.
Газ на запальную горелку подается из баллона.
Нефть на подогреватель отбирается из системы топлива или из промысловой сети, которая после очистки подается на форсунку, сжигается в
топке подогревателя, отдавая тепло промежуточному теплоносителю.
Охлажденные продукты сгорания при помощи дымовой трубы выводятся из топки подогревателя в атмосферу.
Нефть из промысловой сети поступает в продуктовый змеевик подогревателя, нагревается от промежуточного теплоносителя, после чего выводится из подогревателя.
2.2.3. Нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом (НГВРП)
Совмещение процессов нагрева, сепарации, обезвоживания нефти и
очистки воды в одном технологическом аппарате повышает эффективность предварительного сброса воды из нефти. Для этой цели разработан
нефтегазоразделитель с прямым нагревом (НГВРП), представленный на
рис. 2.15.
Рис. 2.15. Общий вид аппарата
38
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица 2.6
Технические характеристики путевых подогревателей
Наименование
ПП-1,6
ПП-1,6-1
МВт
(Гкал/ч)
1,86 (1,6)
1,86 (1,6)
т/сут.
2350
2350
Давление в продуктовом змеевике, не более
МПа
(кгс/см2)
6,3 (63)
6,3 (63)
Перепад давления в змеевике, не более
МПа
(кгс/см2)
0,55 (5,5)
0,55 (5,5)
нагрева продукта, не более
нагрева промежуточного теплоносителя
(пресная вода), не более
°С
70
70
°С
95
95
Объем теплоносителя (пресная вода)
м3
100
100
сероводород (Н2S), не более
% мол.
0,01
0,01
двуокись углерода (СО2), не более
% мол.
1,0
1,0
Номинальная тепловая мощность топочного
устройства, не более
Производительность по нефтяной эмульсии
при нагреве на 25°С, обводненностью 30%, не
более
Температура:
Нагреваемая среда (нефть, нефтяная эмульсия, пластовая вода) с содержанием кислых
газов:
природный или понефть, нефтяпутный нефтяной
ная эмульсия
газ
Топливо с параметрами:
теплота сгорания в пределах
МДж/нм3
содержание сероводорода, не более
% мол.
0,002
0,01
МПа
0,3 (3) – 0,6 (6)
3,5–4,4 (35–44)
(кгс/см2)
МПа
0,07 (0,7) – 0,15 (1,5)
3,5 (35)
(кгс/см2)
давление на входе в подогреватель
давление перед горелкой, в пределах
Номинальный расход топлива:
на одну горелку, не более
35–60
39,8
м3/ч
90*
м /ч (кг/ч)
180*
100–200
напряжением
В
220
220
частотой
Гц
50
50
Габаритные размеры печи (длина х ширина х
высота), не более
м
18,36 х 4,78 х 7,4
16,0 х 4,78 х
7,4
Масса, не более:
сухого
т
39,8
39,8
заполненного водой
т
125,2
125,2
общий, не более
3
Питание приборов системы контроля, сигнализации, защиты от сети переменного тока:
Климатическое исполнение подогревателя
«У», категория 1 по ГОСТ 1515069
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Назначение и область применения.
Основным назначением нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом (НГВРП) является сепарация продукции скважин, предварительное
обезвоживание нефти и очистка отделившейся воды.
НГВРП может эксплуатироваться в условиях холодного макроклиматического региона с абсолютной температурой до минус 60 °С.
Климатическое исполнение УХЛ1 по ГОСТ 15150-69. Допустимая
сейсмичность района установки аппарата не более 6 баллов по СНиП 11-7-81.
Район территории по скоростным напорам ветра не регламентируется. Блок устанавливается на открытой площадке.
НГВРП представляет собой горизонтальный аппарат объемом
V = 110м3 с эллиптическими днищами, с внутренними устройствами,
нагревателем с двумя горелками, установленными в двух жаровых трубах,
с двумя дымовыми трубами, с трубопроводной обвязкой, запорнорегулирующей арматурой и средствами К и А, большая часть которых
размещена в боксе арматурного блока с системой полного жизнеобеспечения. Аппарат устанавливается на две седловые опоры.
Технологически обоснованная температура нефти и время пребывания фаз в аппарате зависят от физико-химических свойств разделяемых
сред. В первом приближении главным параметром является плотность
нефти.
В состав НГВРП входит программно-технический комплекс, включающий шкаф управления и автоматизированное рабочее место (АРМ)
оператора. Программно-технический комплекс размещается в операторной.
Техническая характеристики НГВРП представлены в табл. 2.7.
На цилиндрической части корпуса и днищах расположены технологические штуцера, штуцера для установки средств К и А и люки.
На левом днище (со стороны входа смеси) предусмотрено фланцевое
соединение жаровых труб нагревателя с корпусом. В жаровых трубах
установлены газовые горелки с системой автоматического розжига.
На правом днище расположены штуцера выхода газа, нефти и воды,
для установки средств К и А.
Справа на торце аппарата установлен бокс арматурного блока для
размещения трубопроводных систем с установкой запорно-регулирующей
арматуры и первичных приборов КиА, средств регулирования и подачи
топливного газа.
Бокс оборудуется инженерными системами отопления и вентиляции,
электроосвещения, заземления, пожаротушения, автоматической пожарной сигнализацией.
Бокс состоит из основания, каркаса, ограждающих конструкций.
Конструкция его обеспечивает возможность транспортировки, проведения
грузоподъемных операций и ремонта.
40
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица 2.7
Техническая характеристика НГВРП
Показатели
Ед. измерения
Производительность по водонефтяной эмульсии
Обводненность нефти на выходе,
максимально
Газосодержание нефти на входе
Газосодержание нефти на выходе
Содержание нефти в воде на выходе
Давление рабочее
Разность рабочей температуры
Температура минимальная :
- рабочей среды на входе
- нефти на выходе
Внутренний объем (вместимость)
Площадь поверхности нагрева
Расчетный срок службы
Масса пустого аппарата с арматурным блоком
Обводненность, % масс.
70%
90%
т/сут,
10000
10000
% вес
5,0*
5,0*
нм3/т
нм3/т
% вес
МПа
о
С
°С
до 100
До 100
не более 5,0 не более 5,0
не более
не более
0,06*
0,06*
не более 0,7 не более 0,7
21,5
41
10
31,5
10
51
м3
м2
лет
110
33 * 2 = 66
20
кг
не более 51500
* - Показатели уточняются в ходе приемочных промысловых испытаний. Для
каждого конкретного случая они уточняются в зависимости от физико-химических
свойств продукции скважин, условий эксплуатации и назначения (предварительный
сброс воды, трехфазная сепарация и обезвоживание нефти на УПН).
Снаружи аппарат покрыт тепловой изоляцией.
Для обслуживания технологических штуцеров, предохранительного
клапана и КИП предусмотрены площадки обслуживания, устанавливаемые
на месте монтажа (рис. 2.17).
Внутреннее устройство НГВРП.
Нефтегазоводоразделитель состоит из секции нагрева и секции коалесценции и отстоя.
Секция подогрева.
В секции подогрева находятся узел входа и распределения газожидкостной смеси, жаровые трубы с горелками, система размыва и удаления
донных осадков (механических примесей).
Узел входа и распределения представляет собой входной отражатель, установленный над жаровыми трубами, и служит для направления и
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
первичного разделения смеси. Конструкция узла препятствует прямому
попаданию свободной воды непосредственно на жаровые трубы и организует движение водонефтяной эмульсии вниз в пространстве между отражателем и стенкой аппарата.
Рис. 2.17. Конструкция внутренних устройств и направления
движения потоков
В каждой из двух жаровых труб установлено по газовой горелке. Для
простоты монтажа, обслуживания, ремонта или замены жаровая труба
подвешивается на талрепах, ходящих по кронбалке, находящейся внутри
аппарата. При необходимости освобождаются болты основного фланца,
находящегося на торце аппарата, и труба выкатывается наружу.
Для удаления механических примесей и отложений на жаровых трубах во время работы аппарата периодически подается промывочная вода в
коллекторы с инжекционными соплами в зоне жаровых труб.
В нижней части секции подогрева расположена система очистки от
донных осадков из механических примесей. Для размыва осадков предназначены коллекторы промывочной воды с инжекционными соплами, а
также лотки для мехпримесей. В целях снижения расхода воды при удалении осадков без остановки работы аппарата система разделена на отдельные секции, каждая из которых имеет патрубок для подачи и выводной патрубок для пульпы.
42
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Каждая секция системы очистки должна регулярно приводиться в
действие через определенные интервалы времени для предотвращения
скапливания мехпримесей на дне аппарата.
Предусмотрено внутреннее антикоррозионное лакокрасочное покрытие и анодная защита открытых металлических поверхностей. Аноды размещаются в слое воды и устанавливаются на фланцевых соединениях по
всей длине аппарата.
Секция коалесценции и отстоя.
Секция коалесценции и отстоя отделена от секции нагрева переливной перегородкой. В ней вдоль оси аппарата установлен коалесцер, представляющий собой набор вертикальных рифленых полипропиленовых пластин.
На правом днище расположен сборник обезвоженной нефти с выходным штуцером.
Описание технологического процесса.
Газожидкостная смесь поступает в верхнюю часть НГВРП через
входной штуцер (рис. 2.18). Во входном отсеке происходит первичное отделение газа. Газ накапливается в верхней части аппарата и очищается от
капельной жидкости во время его горизонтального движения.
В правой части по ходу потока имеется окно для выхода газа с блоком каплеуловителей для окончательной очистки газа. Часть газа после
выхода поступает в линию регулирования и подачи топливного газа, проходит через фильтр - влагоотделитель для очистки газа от капельной жидкости, редуцируется и подается на горелки.
Водонефтяная эмульсия и свободная вода обтекают входной отражатель, двигаются вниз в пространстве между отражателем и стенкой аппарата и попадают под жаровые трубы. Благодаря различным плотностям
жидкостей и изменению направления движения потока, свободная вода
отделяется и скапливается на дне аппарата. Эмульсия нагревается, поднимаясь вверх, одновременно двигаясь вдоль жаровых труб. Нагрев
эмульсии приводит к ускорению отстоя воды.
Назначение жаровой трубы – нагрев эмульсии. Для обеспечения
длительной работы объемных нагревателей оптимальна средняя тепловая
напряженность около 32 кВт/м2. При нормальной работе температура
внешней поверхности жаровой трубы относительно невелика из-за теплосъема омывающей еѐ жидкостью. Продолжительность эксплуатации
трубы зависит от коррозийной агрессивности среды, концентрации взвешенных в ней частиц механических примесей, периодичности обслуживания по смыву накипи в большей степени, чем от температуры стенки.
Нагрев происходит за счет сжигания попутного газа, выделившегося
из нефти или из альтернативного источника, поступающего по линии по-
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
дачи топливного газа к основным и запальным горелкам. Продукты горения проходят через жаровую трубу и выходят в дымоход, нагревая трубу
и передавая тепло эмульсии.
Рис. 2.18. Принципиальная схема работы аппарата НГВРП
Контроль пламени и температуры обеспечивается КИП и запорнорегулирующей арматурой.
В НГВРП используются атмосферные диффузионные газовые горелки NOPB фирмы NAO для условий естественной тяги. Горелка установлена в жаровой трубе диаметром 0,72 м, длиной 14,5 м, с поворотом на 180
градусов. Жаровая труба переходит в дымовую высотой 6,1 м.
Увеличение тепловой мощности горелки достигается увеличением
давления газа на входе в горелку.
Преимущества диффузионной горелки низкого давления:
- отверстия в горелке большого диаметра и не засоряются;
- пламя горелки более стабильное;
- пламя вытянуто для равномерного распределения теплового излучения по длине трубы;
- невозможность «проскока» пламени внутрь горелки.
При номинальной нагрузке, эксплуатационный диапазон коэффициента избытка воздуха - 1,05 – 1,10, теоретическая температура горения1900 – 2000оС, объем продуктов сгорания - 10,50 – 11,0м3/м3.
44
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
На диффузионную газовую горелку NOPB фирмы NAO имеется сертификат Госгортехнадзора РФ. Подача воздуха в топку, движение газов,
удаление продуктов сгорания обеспечиваются естественной тягой, создаваемой дымовой трубой. В НГВРП обеспечивается тяга 38-83 Па, разряжение в топочной камере 30 - 56 Па. Для диффузионной горелки рекомендуется иметь разряжение в топочной камере 20 - 40 Па. Запас тяги 1016 Па позволяет увеличить тепловую мощность горелки.
Таблица 2.8
Характеристики работы горелки NOPB фирмы NAO
Параметры горелки
Давление газа в основной горелке:
- при номинальной тепловой нагрузке
- при максимальной тепловой нагрузке
Номинальная тепловая производительность основной горелки
Максимальная производительность основной
горелки при непрерывном режиме работы
Единицы
измерения
Значения
кг/см2
0,26
до 0,5
МВт
1
МВт
1,39
Диапазон регулирования мощности
горелки в зоне стабильного горения
3:1
Длина факела основной горелки
м
4
Диаметр факела основной горелки
м
0,4
Полнота сгорания газа
%
99,99
Давление газа в пилотной горелке
кг/см2
0,7
Тепловая производительность пилотной горелки
МВт
0,03
Секция коалесценции и отстоя.
После нагрева и предварительного обезвоживания эмульсия переливается через вертикальную перегородку и попадает в секцию коалесценции и отстоя. Коалесцер выполнен из рифленых гидрофобных полипропиленовых пластин, расположенных на небольшом расстоянии (6 мм) друг
от друга. Поскольку расстояние между пластинами невелико, капли воды
быстро достигают твердой поверхности. Собираясь на верхней поверхности рифленых пластин, они коалесцируют и укрупняются. Крупные капли
скатываются с пластин и переходят в слой воды. Капли нефти всплывают
и быстро достигают нижней поверхности рифленых пластин, где собираются, укрупняются и под действием архимедовой силы всплывают, переходя в слой нефти.
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Коалесцер интенсифицирует как обезвоживание нефти, так и очистку выделившейся воды.
Обезвоженная нефть после секции коалесцера попадает в отстойную
камеру и через перегородку переливается в сборник нефти, расположенный на правом днище. В сборнике нефти поддерживается постоянный
уровень. Обезвоженная нефть выводится через клапан сброса нефти.
Выделившаяся из эмульсии вода протекает вдоль всей длины сосуда. Межфазный уровень нефть - вода поддерживается на заданном уровне
буйковым уровнемером, который управляет клапаном сброса воды.
Для удаления механических примесей и отложений на жаровых трубах в коллекторы с инжекционными соплами в зоне жаровых труб периодически подается промывочная вода.
Для удаления механических примесей в секции подогрева без остановки аппарата приводится в действие система очистки от донных отложений механических примесей.
Каждая секция системы очистки должна регулярно через определенные интервалы времени приводиться в действие для предотвращения
накопления мехпримесей на дне аппарата. Полное удаление мехпримесей
при каждом приведении секции в действие достигается, если вода подается
под напором, достаточным для размыва и взвешивания отложений. Подача
воды производится одновременно с удалением взвешенных механических
примесей. Частота струйной обработки определяется опытным путем в
процессе работы.
Размыв осадка в секции коалесценции и удаление мехпримесей производится во время остановки при периодическом обслуживании аппарата.
Контроль и регулирование технологических параметров (температуры, давления, уровня нефти, уровня раздела фаз, содержания воды в нефти
на выходе, а также системы жизнеобеспечения в боксе, за основными и
пилотными горелками) осуществляется средствами К и А, исполнительными механизмами и программно-техническим комплексом, включающим
шкаф управления и АРМ оператора.
Обоснование размеров аппарата.
Отделение свободной, не эмульгированной в нефти воды, начинается в секции нагрева и предварительного разделения и завершается в секции коалесценции и отстоя.
Основные технические параметры сепаратора (объем аппарата занятый газом и жидкостью) рассчитаны согласно API Spec. 12J: «Oil and Gas
Separators». Общий объем аппарата составляет 110 м3, с учетом объема
жаровых труб около 100 м3.
Под газовую фазу в верхней части аппарата достаточно выделить
площадь сечения не менее 0,19 м2.
46
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Изменение положения межфазных уровней в НГВРП.
Рабочее положение уровня раздела фаз газ – жидкость - отметка
1100 мм выше средней линии аппарата. Уровень должен быть выше верхней образующей жаровой. Уровень раздела фаз нефть - вода находится на
отметке 800 мм ниже середины аппарата и не должен подниматься до
нижней образующей жаровой трубы.
Размеры НГВРП соответствуют самым консервативным требованиям стандарта для проектирования трехфазных сепараторов API Spec. 12J:
«Oil and Gas Separators». При высокой обводненности продукции скважин
значительная часть воды находится в свободном состоянии и лишь небольшая часть – в эмульгированном состоянии. Этот эффект достигается
при своевременной подаче в продукцию скважин реагента – деэмульгатора.
Результаты расчета времени пребывания жидкости в НГВРП помещены в табл. 2.9.
Таблица 2.9
Результаты расчетов работы аппарата
Параметры
Общий расход жидкости
Расход нефти
Общий расход воды
Свободная, неэмульгированная вода
Вода в эмульсии
Эмульсия
Максимальный объем для отстоя воды
Минимальный объем для отстоя воды
Максимальный объем отстоя нефти
Минимальный объем отстоя нефти
Минимальное и максимальное время
отстоя нефти (только общий объем
нефти)
Минимальное и максимальное время
отстоя эмульсии (вода и нефть)
Минимальное и максимальное время
отстоя подтоварной воды
Единицы
измерения
т/сут
т/сут
т/сут
т/сут
т/сут
т/сут
м3
м3
м3
м3
мин
28/32
84/97
мин
25/29
61/70
мин
4,8/7,6
3,0/4,7
Скорости движения сред в штуцерах.
47
Обводненность, %
масс.
70
90
10000
10000
3000
1000
7000
9000
6650
8550
350
450
3350
1450
28
28
18
18
79
79
69
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Ограничения скорости в штуцерах регламентируются API Recommended Practice 14E, Recommended Practice for Design and Installation of
Offshore Production Platform, Piping Systems, Third Edition, December, 1981
и API Specification 12K, Specification for Indirect Type Oil-Fired Heaters,
Fifth Edition, June, 1984. Расчет выполнен для условий максимального объема рабочей смеси, то есть при минимальном рабочем давлении 0,3 МПа.
Таблица 2.10
Результаты расчетов для жидкости
Наименование
Вход в аппарат 406 мм
Выход газа 205 мм
Выход нефти 205 мм
Выход воды 305 мм
Скорость, м/с
обводненность 70%
обводненность 90%
Гф =50
Гф =100
Гф =50
Гф =100
3
3
3
м /т
м /т
м /т
м3/т
5,4
9,9
2,4
3,9
17,5
35
5,5
11
1,2
0,4
1,1
1,4
При предварительном обезвоживании нефти с газовым фактором
100 нм3/т скорость газа в штуцере достигает высоких значений - 35м/с. Ее
можно понизить, увеличив рабочее давление аппарата.
Дополнительные возможности применения НГВРП.
НГВРП может применяться и для подготовки товарной нефти. В
этом случае его производительность на ступени обезвоживания зависит
от требуемой температуры нагрева, обводненности нефти и стойкости
эмульсии (времени пребывания в аппарате).
Тепловая мощность аппарата ограничена 2МВт (максимум
2,78МВт), поэтому его производительность можно рассчитать для конкретных условий с учетом исходной обводненности, температуры сырья,
требуемой температуры нагрева и времени отстоя. Проведенные расчеты
показывают, что это может быть 2000 – 3000 т/сут.
В том случае, когда качество товарной нефти по содержанию воды
солей не может быть достигнуто на ступени обезвоживания, возможно
применение после НГВРП электродегидраторов, выпускаемых Курганхиммашем.
НГВРП должен найти применение на месторождениях парафинистых
и высокопарафинистых нефтей, которые имеют повышенное содержание
высокомолекулярных углеводородов – парафинов и, как следствие, высокую температуру застывания. При температурах, близких к температуре застывания, резко возрастает вязкость нефтей, водонефтяных эмульсий, рас48
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
тут гидравлические потери, появляется опасность остановки и «замораживания» трубопровода. Поэтому для сбора продукции скважин и перекачки
парафинистых нефтей необходим нагрев. Кроме того, технологические
процессы предварительного сброса воды и обезвоживания нефти должны
осуществляться при более высоких температурах. Разрушение эмульсий и
обезвоживание таких нефтей затруднено при температурах ниже температуры плавления входящих в их состав парафинов.
Специфическая особенность парафинистых нефтей создает дополнительные проблемы для сбора, подготовки и транспорта продукции скважин,
а нагрев является обязательным фактором во всех перечисленных выше
технологических процессах. НГВРП, в котором осуществляется нагрев, сепарация, обезвоживание и очистки воды, способен заменить установку, состоящую из нескольких аппаратов, и будет незаменим для обустройства таких месторождений.
Серьезной проблемой при подготовке нефти на промыслах является
накопление стойких эмульсионных слоев, «подрезок», ловушечных и амбарных нефтей. Как правило, такие нефти содержат повышенное количество мехпримесей, имеют высокую вязкость. Обезвоживание их сопряжено
с большими трудностями и применением специальных технологий. Такие
технологии требуют поддержания более жестких условий обработки по
температуре (нагрев до высоких температур до 70-90оС), введения специфических химреагентов, применения промывочной воды, приемов по удалению мехпримесей. Обычно для этой цели на промыслах создаются автономные установки, в состав которых входят печи, установки дозирования
химреагентов, отстойное оборудование, специальные устройства для вывода механических примесей, насосы и т.д. В случае применения НГВРП мы
имеем аппарат с секцией подогрева, обезвоживания и очистки воды. В секции подогрева установлены устройства для удаления механических примесей. НГВРП имеет возможность нагреть нефть до требуемой температуры,
обеспечить необходимое время отстоя, вывести механические примеси. Аппарат может являться основным элементом технологической установки
подготовки ловушечных нефтей.
Конструктивные преимущества.
Применение трубы 720x16 мм позволяет уменьшить количество сварных швов на жаровых трубах (концентраторов напряжений), что повышает
их долговечность при эксплуатации.
Соединительная поверхность с корпусом "выступ-впадина" фигурных
фланцев жаровых труб обеспечивает более надежное уплотнение.
Соединение газовой горелки с жаровой трубой производится без переходника.
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Предусмотрен дополнительный люк для осмотра и обслуживания
внутри аппарата и штуцер для удаления шлама.
В нижней части аппарата и в зоне жаровых труб предусмотрена система очистки от механических примесей без остановки аппарата.
Для удобства обслуживания дополнительно предусмотрен вентиляционный люк.
Для очистки газа от капельной жидкости применены блоки каплеуловителей стержневого типа.
Изменена конструкция фильтра - влагоотделителя на линии регулирования и подачи топливного газа, что повышает эффективность очистки.
2.3. Перекачивающее оборудование
2.3.1. Центробежный насос ЦНС 105*294
Характеристика насоса ЦНС – 105*294:
- Подача
105 м3/час
- Напор
294 метра
- Частота вращения
2950 об/мин.
- Мощность насоса
134 кВт.
- Тип электродвигателя
ВАО2-450С-2
Центробежный насос ЦНС 105*294 относится к механизмам, в которых жидкости сообщается кинетическая энергия, впоследствии преобразующаяся в энергию давления.
Центробежный насос в основном состоит из корпуса и рабочего колеса с лопатками, расположенными между двумя дисками. Колесо вращается с большой скоростью и благодаря развивающейся при вращении центробежной силе отбрасывает находящуюся в нем жидкость от центра к периферии. Эта жидкость поступает в пространство нагнетания, а соответствующий объем жидкости поступает из пространства всасывания к центру рабочего колеса. Так осуществляется непрерывный ток жидкости и
увеличивается в то же время еѐ удельная энергия.
В отличие от поршневого, центробежный насос не обладает способностью засасывать жидкость в начале своей работы, так так возникающая
при вращении колеса насоса центробежная сила вследствие небольшой
плотности воздуха относительно жидкости недостаточна для удаления
воздуха из насоса и всасывающего трубопровода и создания необходимого
разрежения. По этой причине перед пуском насоса всасывающий трубопровод и корпус насоса необходимо залить жидкостью.
Насосы ЦНС 105*294 (рис. 2.19) применяются в качестве насосов
внешней перекачки. На приеме каждого насоса установлен сетчатый
50
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
фильтр. Перепад давления на фильтре контролируется по техническим манометрам, установленным до и после фильтра.
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Центробежный насос ЦНС
Характеристика насоса ЦНС– 105*294
Подача
105 м3/ час
Напор
294 метра
Частота вращения
2950 об/ мин.
Мощность насоса
134 кВт.
Тип электродвигателя
ВАО2-450С-2
Крышка нагнетания
секция
Рабочее колесо
Крышка всасывания
Кронштейн подшипника
Кронштейн подшипника
51
Подшипник
Вал насоса
Сальниковое уплотнение
Гидропята
(разгрузочное устройство)
Рис. 2.19. Центробежный насос типа ЦНС 105*294
1
Полумуфта
сцепления с эл.
двигателем
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
3. ПРИМЕР РАСЧЕТА УСТАНОВОК,
ПРИМЕНЯЕМЫХ НА ПРОМЫСЛЕ ДЛЯ СБОРА
И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
3.1. Пример расчета материального баланса
дожимной насосной станции (ДНС)
Исходные данные для расчета:
годовая производительность установки по сырью - 550000 тонн/год,
обводненность сырой нефти - 49%.
Компонентный состав нефти приведен в табл. 3.1.
Таблица 3.1
Компонентный состав нефти
КомпоiнiнCO2 N2 CH4 C2H6 C3H8
С H + Итого
нент
C4H10 C4H10 C5H12 С5H12 6 14
% мол.
0,03 0,54 22,4 1,7
4,91
1,96
4,47
1,98
2,93
59,08
100,00
3.1.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:
Р = 0,8 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[4]:
y 'i  K i x 'i ,
(3.1)
где y i' - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в равновесии с жидким остатком.; хi' - мольная доля этого
же компонента в жидком остатке; К i - константа фазового равновесия i-го
компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 0,8 МПа и температуре t = 20 0С).
Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой
(паровой) фазы используется уравнение:
z i' K i
у 
,
1  K i  1N /
где z i' - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии;
N ' - мольная доля отгона.
'
i
52
(3.2)
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Поскольку
n
y
i 1
'
i
 1 , то по уравнению (3.2) получим:
z i' K i
1

/
i 1 1  K i  1N
n
(3.3)
Уравнение (3.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона N ' , при заданных составе исходной смеси z i' , давлении и температуре сепарации.
При расходе нефтяной эмульсии Gэ - 550000 тонн/год часовая производительность установки составит:
П
Gэ
550000

 65,48 т/ч.
8400
8400
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.2.
Таблица 3.2
Исходные данные для расчета
Компонент
смеси
CO2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+

Молекулярная масса
компонента (Mi),
кг/кмоль
44
28
16
30
44
58
58
72
72
86

Мольная доля компонента в нефти ( z i' )
0,03
0,54
22,4
1,7
4,91
1,96
4,47
1,98
2,93
59,08
 zi'  100
Кi
8,2
81,5
19,3
3,5
1,1
0,46
0,33
0,14
0,11
0,04
-
Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:
у1' 
0,03  8,2
 0,001
100  8,2  1  23,35
у2' 
0,54  81,5
 0,022
100  81,5  1  23,35
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
22,4  19,3
 0,820
100  19,3  1  23,35
у3' 
у4' 
1,7  3,5
 0,038
100  3,5  1  23,35
у5' 
4,91  1,1
 0,053
100  1,1  1  23,35
у6' 
1,96  0,46
 0,010
100  0,49  1  23,35
у7' 
4,47  0,33
 0,017
100  0,35  1  23,35
у8' 
1,98  0,14
 0,003
100  0,09  1  23,35
у9' 
2,93  0,11
 0,004
100  0,07  1  23,35
'
у10

2,93  0,04
 0,030
100  0,07  1  23,35
Путѐм подбора определим такую величину N ' , при которой выполнится условие
n
y
i 1
'
i
 1.
Подбор величины N ' приводится в табл. 3.3.
Таблица 3.3
Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси
CO2
Азот N2
Метан CH4
Этан С2Н6
Пропан С3Н8
Изобутан изо-С4Н10
Н-бутан н-С4Н10
Изопентан изо-С5Н12
Н-пентан н-С5Н12
С6Н14 +
Yi
N ' = 24,5
N ' = 23,75
N ' = 23
0,001
0,026
0,928
0,040
0,053
0,010
0,017
0,003
0,004
0,029
0,976
0,001
0,022
0,820
0,038
0,053
0,010
0,017
0,003
0,004
0,030
1,000
0,001
0,021
0,775
0,037
0,053
0,010
0,018
0,004
0,004
0,031
1,025
54
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 23,35 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчѐт приведѐн в табл. 3.4.
Молярный состав
сырой нефти (z’i), %
Молярная концентрация (y’i)
CO2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
0,030
0,540
22,400
1,700
4,910
1,960
4,470
1,980
2,930
59,080
100,000
0,001
0,022
0,820
0,038
0,053
0,010
0,017
0,003
0,004
0,030
1,000
Моли
N  N /  yi/
г
0i
0,02
0,52
19,14
0,88
1,23
0,24
0,41
0,08
0,09
0,71
23,35
Мольный состав нефти
из блока сепараторов
x’i=( z’i- N0гi).100, %
Σ(z’i- N0гi)
Компонент
смеси
Газ из сепаратора
Нефть из сепаратора
моли (z’i - N0гi)
Таблица 3.4
Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
0,01
0,02
3,26
0,82
3,68
1,72
4,06
1,90
2,84
59,08
77,38
0,01
0,03
4,21
1,06
4,75
2,22
5,25
2,45
3,66
76,35
100,00
Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведѐн в табл. 3.5.
1,32
15,12
358,40
51,00
216,04
113,68
259,26
142,56
210,96
5080,88
Mic=6449,22
0,94
0,38
14,53
0,59
306,30
52,10
26,32
24,68
54,22
161,82
13,97
99,71
23,68
235,58
5,83
136,73
6,84
204,12
61,17
5080,88
Miг =513,81 Miн=5996,57
Rсмг= 0,0797 – массовая доля отгона.
55
Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти
Riг=100.Miг/ Mic
,%
Массовый состав сырой
нефти
.
Mic=
Mi
0,03
0,54
22,40
1,70
4,91
1,96
4,47
1,98
2,93
59,08
100
z i'
Массовый состав нефти из
сепаратора
Miн= Mic- Miг
Молярный состав сырой
нефти (
), %
CO2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
z i'
Массовый состав газа из сепаратора
Miг=N0гi. Mi
Компонент
смеси
Таблица 3.5
Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
71,41
96,13
85,46
51,60
25,10
12,29
9,13
4,09
3,24
1,20
Rсмг= 7,97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг= Miг/ N0гi.
Mсрг = 513,81 / 23,35 = 22,02.
Плотность газа:
 СР 
М СР Т 0  Р 22,07  273  0,8


 7,33 кг/м3.
22,4 Т  Р0
22,4  293  0,1
Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и
температуре 0оС):
 СР 
М СР 22,07

 0,98 кг/м3.
22,4
22,4
Таблица 3.6
0,0009
0,0222
0,8206
0,0376
0,0528
44
28
16
30
44
0,18
2,83
59,61
5,12
10,55
~
~
~
~
773,40
0,0103
58
2,72
199,29
0,0175
58
4,61
337,78
0,0035
72
1,13
83,17
0,0041
0,0305
1,0000
72
86
~
1,33
11,90
100,00
97,56
872,42
2363,62
[N0гi/N0гi].Mi.ср.103,
г/м3
Mсрг
Массовый состав
[N0гi/N0гi].Mi.100 , %
Mсрг
Содержание тяжѐлых
углеводородов
Молекулярная масса
(Mi)
CO2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изоС4Н10
н-С4Н10
изоС5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
Молярная концентрация N0гi/N0гi
Компонент
смеси
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ. Исходя из
этого, составим материальный баланс блока сепарации с учѐтом обводненности нефти.
56
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Сырая нефть имеет обводненность 49% масс. Количество безводной
нефти в этом потоке составляет
Qн = 33,39 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 0,0797 . 33,39 = 2,66 т/ч.
Qнсеп = Qн - Qг = 33,39 – 2,66 = 30,73 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q воды = 30,73 + 32,08 = 62,82 т/ч.
Правильность расчѐта материального баланса определится выполнением условия:
Qдо сеп = Qпосле сеп;
Qдо сеп = Q = 33,39 т/ч;
Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;
Qсеп+ Qг = 30,73 + 2,66 = 33,39 т/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.7.
Таблица 3.7
Материальный баланс сепарации первой ступени
Приход
%масс
т/ч
Эмульсия
в том числе:
нефть
вода
51
49
33,39
32,08
ИТОГО
100
65,48
Расход
т/г
Эмульсия
в том числе:
280500 нефть
269500 вода
Всего
Газ
550000
ИТОГО
%масс
95,94
т/ч
т/г
48,925
51,075
100
4,06
100
30,73
32,08
62,82
2,66
65,48
258152
269500
527652
22348
550000
3.1.2. Материальный баланс второй ступени
Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока
равны:
Р = 0,4 МПа; t = 200С.
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.8.
Таблица 3.8
Исходные данные для расчета
Компонент
смеси
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+

Молекулярная масса
компонента (Mi),
кг/кмоль
44
28
16
30
44
58
58
72
72
86
~
Мольная доля компонента в нефти ( z i' )
0,011
0,03
4,21
1,06
4,75
2,22
5,25
2,45
3,66
76,35
100,00
Кi
53,1
131,5
58,2
9,3
2,08
0,99
0,7
0,19
0,14
0,05
-
Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:
у1' 
0,011 53,1
 0,002
100  53,1  1  4,23
у2' 
0,03 131,5
 0,005
100  131,5  1  4,23
у3' 
4,21 58,2
 0,716
100  58,2  1  4,23
у4' 
1,06  9,3
 0,073
100  9,3  1  4,23
у5' 
4,75  2,08
 0,095
100  2,08  1  4,23
у6' 
2,22  0,99
 0,022
100  0,99  1  4,23
58
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
у7' 
5,25  0,7
 0,037
100  0,7  1  4,23
у8' 
2,53  0,19
 0,005
100  0,19  1  3,93
у9' 
3,76  0,14
 0,005
100  0,14  1  3,93
'
у10

3,76  0,05
 0,040
100  0,14  1  4,23
Путѐм подбора определим такую величину N ' , при которой выполнится условие
n
y
i 1
'
i
 1.
Подбор величины N ' приводится в табл. 3.9.
Таблица 3.9
Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси
СО2
Азот N2
Метан CH4
Этан С2Н6
Пропан С3Н8
Изобутан изо-С4Н10
Н-бутан н-С4Н10
Изопентан изо-С5Н12
Н-пентан н-С5Н12
Гексан и выше С6Н14 +
Yi
N ' = 3,7
N ' = 4,23
0,002
0,006
0,786
0,076
0,095
0,022
0,037
0,005
0,005
0,040
1,073
0,002
0,005
0,716
0,073
0,095
0,022
0,037
0,005
0,005
0,040
1,000
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 4,23 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчѐт приведѐн в табл. 3.10.
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
0,002
0,005
0,716
0,073
0,095
0,022
0,037
0,005
0,005
0,040
1,000
0,01
0,02
3,03
0,31
0,40
0,09
0,16
0,02
0,02
0,17
N0гi 4,23
Мольный состав нефти
из блока сепараторов
x’i=( z’i- N0гi).100, %
Σ(z’i- N0гi)
0,01
0,03
4,21
1,06
4,75
2,22
5,25
2,45
3,66
76,35
100,00
Моли
N  N /  yi/
г
0i
Нефть из сепаратора
моли (z’i - N0гi)
Молярный состав
сырой нефти (z’i), %
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
Газ из сепаратора
Молярная
концентрация (y’i)
Компонент
смеси
Таблица 3.10
Мольный баланс процесса сепарации второй ступени
0,00
0,00
1,18
0,75
4,35
2,13
5,09
2,43
3,64
76,35
95,94
0,00
0,00
1,23
0,79
4,54
2,22
5,31
2,54
3,80
79,58
100,00
Масса выделившегося
газа, относительно сырой нефти
Riг=100.Miг/ Mic , %
0,01
0,03
4,21
1,06
4,75
2,22
5,25
2,45
3,66
76,35
100,00
Массовый состав
нефти из сепаратора
Miн= Mic- Miг
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
Массовый состав газа
из сепаратора
Miг=N0гi. Mi
z
'
i
0,34
0,65
48,47
9,29
17,60
5,40
9,13
1,47
1,62
14,47
Miг =108,43
0,15
0,11
18,86
22,61
191,52
123,46
295,31
175,23
262,17
6566,07
Miн=7655,47
70,11
85,31
71,99
29,12
8,41
4,19
3,00
0,83
0,61
0,22
Rсмг= 1,40
Массовый состав сы.
рой нефти Mic=
Mi
Компонент
смеси
Молярный состав сырой нефти (
), %
Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведѐн в
табл. 3.11.
Таблица 3.11
Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
z i'
0,49
0,76
67,33
31,90
209,12
128,85
304,44
176,70
263,79
6566,07
Mic=7749,43
Rсмг=0,0140– массовая доля отгона.
60
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг= Miг/ N0гi
Mсрг = 108,43 / 4,23 = 25,63.
Плотность газа:
 СР 
М СР Т 0  Р 25,63  273  0,4


 4,26 кг/м3,
22,4 Т  Р0
22,4  293  0,1
Плотность газа при н.у:
 СР 
М СР
 1,14 кг/м3.
22,4
Молекулярная масса
(Mi)
Массовый состав
[N0гi/N0гi].Mi.100 , %
Mсрг
0,00
0,01
0,75
0,07
0,10
0,02
0,04
0,00
0,01
0,20
1,35
52,06
9,33
18,90
5,57
9,39
1,53
1,68
С6Н14+
-
Итого
1,00
44
28
16
30
44
58
58
72
72
195,3
7
~
[N0гi/N0гi].Mi.ср.103,
г/м3
Mсрг
Молярная концентрация N0гi/N0гi
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
Содержание тяжѐлых
углеводородов
Компонент
смеси
Таблица 3.12
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
~
~
~
~
253,77
74,77
126,12
20,54
22,56
100,00
497,76
Составим материальный баланс блока без сбора воды:
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 0,0140 . 30,73 = 0,43 т/ч.
Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Qнсеп = Qн - Qг = 30,73 – 0,43 = 30,30 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q . Н2О = 30,30 + 32,08 = 62,39 т/ч.
Данные по расчету блока сепарации второй ступени сводим в табл. 3.13.
Таблица 3.13
Материальный баланс второй ступени сепарации
Приход
%масс
т/ч
Расход
т/г
%масс
Эмульсия
Эмульсия 99,32
в том
в том
числе:
числе:
нефть
48,92 30,73 258152,4 нефть
48,57
вода
51,08 32,08 269500 вода
51,43
Всего
100
Газ
0,68
ИТОГО 100,00 62,82 527652,4
ИТОГО 100,00
т/ч
т/г
30,30
32,08
62,39
0,43
62,82
254540,4
269500,0
524040,4
3612,0
527652,4
3.1.3. Общий материальный баланс установки
На основе материальных балансов отдельных стадий составляем
общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.14.
Таблица 3.14
Общий материальный баланс установки
Приход
%
масс
Эмульсия
в том числе:
нефть
вода
51
49
Итого
100
кг/ч
Расход
%
масс
т/г
кг/ч
т/г
Подготовленная
нефть
33,39 280500 в том числе:
32,08 269500 нефть
вода
Газ
65,48 550000 Итого
62
46,28
49,00
4,72
100,00
30,30 254540
32,08 269500
3,09 25960
65,48 550000
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
3.2. Пример расчета материального баланса дожимной насосной
станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)
Исходные данные для расчета:
годовая производительность установки по сырью - 750000 тонн/год,
обводненность сырой нефти - 80%,
содержание воды в подготовленной нефти - 10%.
Компонентный состав нефти приведен в табл. 3.15.
Таблица 3.15
Компонентный состав нефти
КомпоCO2
нент
N2
CH4
% мол. 0,23 0,25 37,86
C2H6 C3H8 i-C4H10 н-C4H10 i-C5H12 н-С5H12 С6H14 +
Итого
5,06
100,00
8,56
2,69
5,14
2,95
2,96
34,30
3.2.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствуют абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:
Р = 0,5 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:
y 'i  K i x 'i ,
(3.1)
где y i' - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в равновесии с жидким остатком.; хi' - мольная доля этого
же компонента в жидком остатке; К i - константа фазового равновесия i-го
компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 0,5 МПа и температуре t = 20 0С).
Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой
(паровой) фазы используется уравнение
z i' K i
у 
,
1  K i  1N /
'
i
(3.2)
где z i' - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии; N ' мольная доля отгона.
Поскольку
n
y
i 1
'
i
 1 , то по уравнению (3.2) получим
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
z i' K i
 1.

/


1

K

1
N
i 1
i
n
(3.3)
Уравнение (3.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона N ' при заданных составе исходной смеси z i' , давлении и температуре сепарации.
При расходе нефтяной эмульсии Gэ - 750000 тонн/год часовая производительность установки составит
П
Gэ
750000

 89,29 т/ч.
8400
8400
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.16.
Таблица 3.16
Исходные данные для расчета
Компонент смеси
CO2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+

Мольная доля
компонента в
нефти ( z i' )
0,23
0,25
37,86
5,06
8,56
2,69
5,14
2,95
2,96
34,30
 zi'  100
Молекулярная
масса компонента
(Mi), кг/кмоль
44
28
16
30
44
58
58
72
72
86

Кi
14,5
144
35
6
1,7
0,6
0,45
0,17
0,13
0,04
-
Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:
у1' 
0,23  14,5
 0,004
100  14,5  1  52,4
у2' 
0,25  144
 0,005
100  144  1  52,4
у3' 
37,86  35
 0,704
100  35  1  52,4
64
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
у4' 
5,06  6
 0,084
100  6  1  52,4
у5' 
8,56  1,7
 0,106
100  1,7  1  52,4
у6' 
2,69  0,6
 0,020
100  0,6  1  52,4
у7' 
5,14  0,45
 0,032
100  0,45  1  52,4
у8' 
2,95  0,17
 0,009
100  0,17  1  52,4
у9' 
2,96  0,13
 0,007
100  0,13  1  52,4
у9' 
2,96  0,13
 0,007
100  0,13  1  52,4
Путѐм подбора определим такую величину N ' , при которой выполнится условие
n
y
i 1
'
i
1
Подбор величины N ' приводится в табл. 3.17.
Таблица 3.17
Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси
CO2
Азот N2
Метан CH4
Этан С2Н6
Пропан С3Н8
Изобутан изо-С4Н10
Н-бутан н-С4Н10
Изопентан изо-С5Н12
Н-пентан н-С5Н12
С6Н14 +
Yi
N ' = 49
N ' = 52,4
N ' = 55
0,004
0,005
0,750
0,088
0,108
0,020
0,032
0,008
0,007
0,026
1,049
0,004
0,005
0,704
0,084
0,106
0,020
0,032
0,009
0,007
0,028
1,028
0,004
0,005
0,673
0,081
0,105
0,021
0,033
0,009
0,007
0,029
0,967
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 52,4 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчѐт приведѐн в табл. 3.18.
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Молярный состав
сырой нефти (z’i), %
Молярная концентрация (y’i)
CO2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
0,230
0,250
37,860
5,060
8,560
2,690
5,140
2,950
2,960
34,300
100,000
0,004
0,005
0,704
0,084
0,106
0,020
0,032
0,009
0,007
0,028
1,000
Моли
N  N /  yi/
г
0i
0,22
0,25
36,90
4,39
5,58
1,07
1,70
0,47
0,37
1,45
52,40
Мольный состав нефти
из блока сепараторов
x’i=( z’i- N0гi).100, %
Σ(z’i- N0гi)
Компонент
смеси
Газ из сепаратора
Нефть из сепаратора
моли (z’i - N0гi)
Таблица 3.18
Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
0,01
0,00
0,96
0,67
2,98
1,62
3,44
2,48
2,59
34,30
49,05
0,03
0,00
1,95
1,36
6,08
3,30
7,01
5,07
5,28
67,71
100,00
Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведѐн в табл. 3.19.
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
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изоС4Н10
н-С4Н10
изоС5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
Молярный состав сырой нефти (zi), %
Компонент
смеси
Таблица 3.19
Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
0,23
0,25
37,86
5,06
8,56
10,12
7,00
605,76
151,80
376,64
9,52
6,96
590,44
131,84
245,47
0,60
0,04
15,32
19,96
131,17
94,10
99,37
97,47
86,85
65,17
2,69
156,02
62,06
93,96
39,78
5,14
298,12
98,76
199,36
33,13
2,95
212,40
33,48
178,92
15,76
2,96
34,30
100
213,12
2949,80
Mic=4980,78
26,68
186,44
124,41
2949,80
г
Mi =1329,62 Miн=3775,57
Rсмг=0,2670 – массовая доля отгона.
66
12,52
4,22
Rсмг= 26,7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг= Miг/ N0гi
Mсрг = 1329,62 / 52,4 = 25,38.
Плотность газа:
 СР 
М СР Т 0  Р 25,38  273  0,5


 5,28 кг/м3.
22,4 Т  Р0
22,4  293  0,1
Плотность газа при н.у:
СР 
М СР 25,38

 1,13 кг/м3.
22,4 22,4
Таблица 3.20
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
Компонент
смеси
CO2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
Молярная
концентрация
г
N0 i/N0гi
Молекулярная
масса
(Mi)
Массовый состав
[N0гi/N0гi] .Mi.100 , %
Mсрг
0,0041
0,0047
0,7043
0,0839
0,1065
0,0204
0,0325
0,0089
0,0071
0,0276
1,0000
44
28
16
30
44
58
58
72
72
86
~
0,72
0,52
44,41
9,92
18,46
4,67
7,43
2,52
2,01
9,36
100,00
Содержание тяжѐлых
углеводородов
[N0гi/N0гi] .Mi.ср.103,
г/м3
Mсрг
~
~
~
~
974,37
246,34
392,01
132,91
105,91
493,84
2345,37
В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ. Исходя из
этого, составим материальный баланс блока сепарации с учѐтом обводненности нефти.
Сырая нефть имеет обводненность 80% масс. Количество безводной
нефти в этом потоке составляет
Qн = 17,86 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Qг = Rсмг .Qн
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Qг = 0,2670 . 17,86 = 4,77 т/ч.
Qнсеп = Qн - Qг = 17,86 – 4,77 = 13,09 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 13,09 + 71,43 = 84,52 т/ч.
Правильность расчѐта материального баланса определится выполнением условия:
Qдо сеп = Qпосле сеп;
Qдо сеп = Q = 17,86 т/ч;
Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;
Qсеп+ Qг = 13,09 + 4,77 = 17,86 т/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.21.
Таблица 3.21
Материальный баланс сепарации первой ступени
Приход
%масс
Эмульсия
в том
числе:
нефть
вода
20
80
ИТОГО
100
т/ч
Расход
т/г
%масс
Эмульсия 94,66
в том
числе:
17,86 150000
нефть
15,49
71,43 600000
вода
84,51
Всего
100
Газ
5,34
89,29 750000
ИТОГО
100
т/ч
т/г
13,09
71,43
84,52
4,77
89,29
109957
600000
709957
40043
750000
3.2.2. Материальный баланс второй ступени со сбросом воды
Материальный баланс второй ступени сепарации.
Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока
равны:
Р = 0,15 МПа; t = 400С.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.22.
68
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица 3.22
Исходные данные для расчета
Мольная доля
компонента в
нефти ( z i' )
0,03
0,00
1,95
1,36
6,08
3,30
7,01
5,07
5,28
69,93
100,00
Компонент смеси
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+

Молекулярная масса
компонента (Mi),
Кi
кг/кмоль
44
65,5
28
546
16
142,5
30
30
44
9,25
58
3,75
58
2,55
72
1,05
72
0,875
86
0,29
~
-
Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:
у1' 
0,03  65,5
 0,002
100  65,5  1 15,6
у 2' 
0,003  546
 0,0002
100  546  1 15,6
у3' 
1,95 142,5
 0,121
100  142,5  1 15,6
у4' 
1,36  30
 0,074
100  30  1  15,6
у5' 
6,08  9,25
 0,246
100  9,25  1  15,6
у6' 
3,30  3,75
 0,087
100  3,75  1  15,6
у7' 
7,01  2,55
 0,144
100  2,55  1  15,6
у8' 
5,07  1,05
 0,053
100  1,05  1  15,6
у9' 
5,28  0,875
 0,047
100  0,875  1  15,6
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
'
у10

69,93  0,29
 0,228
100  0,29  1  15,6
Путѐм подбора определим такую величину N ' , при которой выполнится условие
n
y
i 1
'
i
 1.
Подбор величины N ' приводится в табл. 2.23.
Таблица 3.23
Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси
N ' = 12
N ' = 15,6
0,002
0,000
0,155
0,091
0,282
0,093
0,151
0,053
0,047
0,222
1,096
0,002
0,0002
0,121
0,074
0,246
0,087
0,144
0,053
0,047
0,228
1,000
СО2
Азот N2
Метан CH4
Этан С2Н6
Пропан С3Н8
Изобутан изо-С4Н10
Н-бутан н-С4Н10
Изопентан изо-С5Н12
Н-пентан н-С5Н12
Гексан и выше С6Н14 +
Yi
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 15,6 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчѐт приведѐн в табл. 3.24.
3
0,002
0,000
0,121
4
0,03
0,00
1,88
70
Мольный состав нефти
из блока сепараторов
x’i=( z’i- N0гi).100, %
Σ(z’i- N0гi)
2
0,03
0,00
1,95
Моли
N  N /  yi/
г
0i
Нефть из сепаратора
моли (z’i - N0гi)
Молярный состав
сырой нефти (z’i), %
1
СО2
N2
CH4
Газ из сепаратора
Молярная
концентрация (y’i)
Компонент
смеси
Таблица 3.24
Мольный баланс процесса сепарации второй ступени
5
0,00
0,00
0,07
6
0,00
0,00
0,08
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Окончание табл. 3.24
1
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
2
1,36
6,08
3,30
7,01
5,07
5,28
69,93
100,00
3
0,074
0,246
0,087
0,144
0,053
0,047
0,228
1,000
4
1,15
3,83
1,35
2,24
0,82
0,73
3,56
N0гi15,61
5
0,21
2,24
1,95
4,76
4,24
4,54
69,93
87,95
6
0,24
2,55
2,22
5,42
4,82
5,17
79,51
100,00
Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведѐн в
табл. 3.25.
Таблица 3.25
Массовый состав сырой
.
нефти Mic=
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 , %
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
Молярный состав сырой
нефти (zi), %
Компонент
смеси
Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
0,03
0,00
1,95
1,36
6,08
3,30
7,01
5,07
5,28
69,93
1,22
0,09
31,24
40,69
267,41
191,55
406,44
364,76
380,09
6013,74
1,12
0,09
30,10
34,48
168,73
78,42
130,20
59,28
52,91
305,95
0,09
0,00
1,14
6,22
98,69
113,14
276,24
305,47
327,18
6013,74
92,37
99,02
96,34
84,72
63,10
40,94
32,03
16,25
13,92
5,09
100,00
z i'
Mic=7697,24 Miг =861,28 Miн=7141,91
Rсмг=0,1119– массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг= Miг/ N0гi
Mсрг = 861,28 / 15,61 = 55,19.
71
Rсмг= 11,19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Плотность газа:
 СР 
М СР Т 0  Р 55,19  273  0,15


 3,22 кг/м3.
22,4 Т  Р0
22,4  313  0,1
Плотность газа при н.у:
 СР 
М СР
 2,46 кг/м3.
22,4
44
28
16
30
44
0,13
0,01
3,49
4,00
19,59
~
~
~
~
631,45
0,09
58
9,10
293,48
0,14
58
15,12
487,26
0,05
72
6,88
221,87
0,05
0,23
0,77
72
86
~
6,14
35,52
64,48
198,03
1145,00
1832,09
[N0гi/N0гi].Mi.ср.103,
г/м3
Mсрг
Массовый состав
[N0гi/N0гi].Mi.100 , %
Mсрг
0,00
0,00
0,12
0,07
0,25
Содержание тяжѐлых
углеводородов
Молекулярная масса
(Mi)
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изоС4Н10
н-С4Н10
изоС5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
Молярная концентрация
N0гi/N0гi
Компонент
смеси
Таблица 3.26
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
Составим материальный баланс блока без сбора воды:
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 0,1119 . 13,09 = 1,46 т/ч.
Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:
Qнсеп = Qн - Qг = 13,09 – 1,46 = 11,63 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q . Н2О = 11,63 + 71,43 = 83,05 т/ч.
72
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Данные по расчету блока сепарации второй ступени сводим в табл. 3.27.
Таблица 3.27
Материальный баланс второй степени сепарации
Приход
%мас
с
Эмульсия
в том числе:
нефть
вода
ИТОГО
т/ч
Расход
%мас
с
т/г
т/ч
т/г
14,00
11,63
вода
86,00
71,43
Всего
Газ
100
83,05
1,73
1,46
97653,8
600000,
0
697653,
8
12303,6
709957,
4
15,49
Эмульсия
в том
числе:
13,09 109957,4 нефть
84,51
71,43
600000
100,00 84,52 709957,4
ИТОГО
98,27
100,00 84,52
3.2.3. Расчет материального баланса 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 . 13,09 / 84,52 = 15,49 %.
Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 – 15,49 = 84,51 %.
На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в
частности:
- обезвоженная нефть: вода – 10%; нефть – 90,00%;
- 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 = 0,90 . Н + 0,001 . В
Qсеп . Rвсеп = 0,10 . Н + 0,999 . В.
Решая эту систему, получаем
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
В
H
Н
Q СЕП  RвСЕП  0,10  H
0,999
0,001 сеп сеп
 Q  Rв
0,999
0,8999
Q сеп  Rнсеп 
13,09  0,001/ 0,999  71,43
 12,84т / ч
0,8999
В
71,43  0.1  12,84
 70,21т / ч .
0,999
Таким образом, количество некондиционной нефти и количество
пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны
Qнот = 12,84 т/ч, в том числе:
- нефть – 0,99.Qнот= 0,90. 12,84 = 11,56 т/ч;
- вода – 0,01.Qнот= 0,1. 16,62 = 1,28 т/ч.
Qвот = 70,21 т/ч, в том числе:
- вода 0,999.Qвот = 0,999. 70,21 = 70,14 т/ч;
- нефть – 0,001.Qвот=0,001. 70,21 = 0,07 т/ч.
Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды
заносим в табл. 3.28.
Таблица 3.28
Материальный баланс
блока сепарации второй ступени и сброса воды
Приход
% масс
Эмульсия
в том
числе:
нефть
вода
Расход
кг/ч
т/г
% масс
Обезвоженная
нефть
15,49
84,51
13,09
71,43
109957
600000
в том числе:
нефть
вода
Всего
Подтоварная
вода
в том числе:
74
кг/ч
т/г
11,56
1,28
12,84
97064
10785
107849
15,19
90
10
100
83,08
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Итого
100,00
84,52
709957
вода
нефть
Всего
Газ
Итого
75
99,9
0,1
100,0
1,73
100,0
70,14
0,07
70,21
1,46
84,52
589215
590
589805
12304
709957
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
3.2.4. Общий материальный баланс установки
На основе материальных балансов отдельных стадий составляем
общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.29.
Таблица 3.29
Общий материальный баланс установки
Приход
%
масс
Эмульсия
в том
числе:
нефть
вода
Итого
Расход
кг/ч
т/г
Подготовленная
%
масс
14,38
кг/ч
т/г
90,00
10,00
100,00
6,98
78,64
11,56
1,28
12,84
6,23
97064
10785
107849
52346
99,9
0,1
100
100,00
70,14
0,07
70,21
89,29
589215
590
589805
750000
нефть
20
80
100
17,86
71,43
89,29
150000
600000
750000
в том числе:
нефть
вода
Всего
Газ
Подтоварная
вода
в том числе:
вода
нефть
Всего
Итого
3.3. Пример расчета материального баланса установки
предварительного сброса воды (УПСВ)
Исходные данные для расчета:
годовая производительность установки по сырью - 900000 тонн/год,
обводненность сырой нефти - 95%,
содержание воды в подготовленной нефти - 10%.
Компонентный состав нефти приведен в табл. 3.30.
Таблица 3.30
Компонентный состав нефти
Компонент
CO2
N2
CH4
C2H6 C3H8 i-C4H10
% мол.
0,54
0,03
22,40
1,70
4,91
1,96
76
ннi-C5H12
С6H14 + Итого
C4H10
С5H12
4,47
1,98
2,93
59,08
100,00
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
3.3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствуют абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:
Р = 0,4 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:
y 'i  K i x 'i ,
(3.1)
где y i' - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в равновесии с жидким остатком.; хi' - мольная доля этого
же компонента в жидком остатке; К i - константа фазового равновесия i-го
компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 0,4 МПа и температуре t = 20 0С).
Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой
(паровой) фазы используется уравнение
z i' K i
у 
,
1  K i  1N /
'
i
(3.2)
где z i' - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии; N ' мольная доля отгона.
Поскольку
n
y
i 1
'
i
 1 , то по уравнению (3.2) получим
z i' K i
 1.

/
i 1 1  K i  1N
n
(3.3)
Уравнение (3.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона N ' при заданных составе исходной смеси z i' , давлении и температуре сепарации.
При расходе нефтяной эмульсии Gэ 9000000 тонн/год часовая производительность установки составит
П
Gэ
900000

 107,14 т/ч.
8400
8400
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.31.
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица 3.31
Исходные данные для расчета
Компонент
смеси
CO2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+

Мольная доля компонента в нефти ( z i' )
0,54
0,03
22,4
1,7
4,91
1,96
4,47
1,98
2,93
59,08
 zi'  100
Молекулярная масса
компонента (Mi),
кг/кмоль
44
28
16
30
44
58
58
72
72
86

Кi
17,3
174
43
7
2
0,75
0,52
0,2
0,14
0,05
-
Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:
у1' 
0,54  17,3
 0,017
100  17,3  1  27,53
у2' 
0,03  174
 0,001
100  174  1  27,53
у3' 
22,4  43
 0,767
100  43  1  27,53
у4' 
1,7  7
 0,045
100  7  1  27,53
у5' 
4,91  2
 0,077
100  2  1  27,53
у6' 
1,96  0,75
 0,016
100  0,75  1  27,53
у7' 
4,47  0,52
 0,027
100  0,52  1  27,53
у8' 
1,98  0,2
 0,005
100  0,2  1  27,53
у9' 
2,93  0,14
 0,005
100  0,14  1  27,53
78
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
'
у10

59,08  0,05
 0,040
100  0,05  1  27,53
Путѐм подбора определим такую величину N ' , при которой выполнится условие
n
y
i 1
 1.
'
i
Подбор величины N ' приводится в табл. 3.32.
Таблица 3.32
Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси
N ' = 26,9
N ' = 27,53
N ' = 28
0,017
0,017
0,017
0,001
0,001
0,001
0,783
0,046
0,077
0,016
0,027
0,005
0,005
0,040
1,017
0,767
0,045
0,077
0,016
0,027
0,005
0,005
0,040
1,000
0,755
0,044
0,077
0,016
0,027
0,005
0,005
0,040
0,987
CO2
Азот N2
Метан CH4
Этан С2Н6
Пропан С3Н8
Изобутан изо-С4Н10
Н-бутан н-С4Н10
Изопентан изо-С5Н12
Н-пентан н-С5Н12
С6Н14 +
Yi
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 27,53 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчѐт приведѐн в табл. 3.33.
Молярный состав
сырой нефти (z’i),
%
Молярная
концентрация
(y’i)
N 0гi  N /  yi/
1
CO2
N2
CH4
С2Н6
2
0,540
0,030
22,400
1,700
3
0,017
0,001
0,767
0,045
4
0,47
0,03
21,11
1,24
Газ из сепаратора
Моли
79
Нефть из сепаратора
моли (z’i - N0гi)
Мольный состав
нефти
из блока сепараторов
x’i=( z’i- N0гi).100,
%
Σ(z’i- N0гi)
Компонент
смеси
Таблица 3.33
Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
5
0,07
0,00
1,29
0,46
6
0,10
0,00
1,76
0,63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Окончание табл. 3.33
1
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
2
4,910
1,960
4,470
1,980
2,930
59,080
100,000
3
0,077
0,016
0,027
0,005
0,005
0,040
1,000
4
2,12
0,43
0,74
0,14
0,15
1,10
27,52
5
2,79
1,53
3,73
1,84
2,78
59,08
73,58
6
3,79
2,07
5,07
2,50
3,78
80,29
100,00
Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведѐн в
табл. 3.34.
Таблица 3.34
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
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изоС4Н10
н-С4Н10
изоС5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
Молярный состав сырой
нефти (zi), %
Компонент
смеси
Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
20,62
0,83
337,72
37,06
93,27
3,14
0,01
20,68
13,94
122,77
86,79
98,51
94,23
72,67
43,17
1,96
113,68
25,21
88,47
22,17
4,47
259,26
42,77
216,49
16,50
1,98
142,56
10,07
132,49
7,06
2,93
59,08
100
210,96
5080,88
10,65
94,71
200,31
5080,88
5,05
1,86
0,54
0,03
22,40
1,70
4,91
23,76
0,84
358,40
51,00
216,04
Mic=6457,38 Miг =672,91 Miн=5879,1
Rсмг=0,1042 – массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг= Miг/ N0гi
Mсрг = 672,91 / 27,52 = 24,45
80
Rсмг= 10,42
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Плотность газа:
 СР 
М СР Т 0  Р 24,45  273  0,4


 4,07 кг/м3,
22,4 Т  Р0
22,4  293  0,1
Плотность газа при н.у:
 СР 
М СР 24,45

 1,09 кг/м3,
22,4
22,4
Молекулярная масса
(Mi)
Массовый состав
[N0гi/N0гi].Mi.100 , %
Mсрг
0,0170
0,0011
0,7669
0,0449
0,0770
0,0158
0,0268
0,0051
0,0054
0,0400
1,0000
44
28
16
30
44
58
58
72
72
86
~
3,06
0,12
50,19
5,51
13,86
3,75
6,36
1,50
1,58
14,07
100,00
[N0гi/N0гi].Mi.ср.103,
г/м3
Mсрг
Молярная концентрация N0гi/N0гi
CO2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
Содержание тяжѐлых
углеводородов
Компонент
смеси
Таблица 3.35
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
~
~
~
~
563,87
152,39
258,54
60,85
64,40
572,54
1672,59
В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ. Исходя из
этого, составим материальный баланс блока сепарации с учѐтом обводненности нефти.
Сырая нефть имеет обводненность 90% масс. Количество безводной
нефти в этом потоке составляет
Qн = 5,36 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 0,1042 . 5,36 = 0,56 т/ч.
Qнсеп = Qн - Qг = 5,36 – 0,56 = 4,80 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 4,80 + 101,79 = 106,58 т/ч.
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Правильность расчѐта материального баланса определится выполнением условия:
Qдо сеп = Qпосле сеп;
Qдо сеп = Q = 107,14 т/ч;
Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;
Qсеп+ Qг = 107,14 т/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.36.
Таблица 3.36
Материальный баланс сепарации первой ступени
Приход
%масс
т/ч
Эмульсия
в том
числе:
нефть
вода
5
95
ИТОГО
100
т/г
Эмульсия
в том
числе:
5,36
45000
нефть
101,79 855000
вода
Всего
Газ
107,14 900000
ИТОГО
Расход
%масс
т/ч
99,48
4,50
95,49
100
0,52
100
4,80
101,79
106,58
0,56
107,14
т/г
40311
855000
895311
4689,4
900000
3.3.2. Материальный баланс блока сбора воды
Поток сырой нефти производительностью Qсеп входит в блок отстоя
с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:
Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)
Rнсеп = 100 . 4,80 / 106,58 = 4,50 %.
Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 – 4,80 = 95,50 %.
На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в
частности:
- обезвоженная нефть: вода – 10%; нефть – 90,00%;
- 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 = 0,90 . Н + 0,001 . В
Qсеп . Rвсеп = 0,10 . Н + 0,999 . В.
82
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Решая эту систему, получаем
Q СЕП  RвСЕП  0,10  H
В
0,999
H
0,001 сеп сеп
 Q  Rв
0,999
0,8999
Q сеп  Rнсеп 
4,80  0,001 / 0,999 101,79
 5,22т / ч
0,8999
101,79  0.1  5,22
В
 101,37т / ч .
0,999
Таким образом, количество некондиционной нефти и количество
пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны
Н
Qнот = 5,22 т/ч, в том числе:
- нефть – 0,99.Qнот= 0,90. 5,22 = 4,70 т/ч;
- вода – 0,01.Qнот= 0,1. 5,22 = 0,52 т/ч.
Qвот = 101,37 т/ч, в том числе:
- вода 0,999.Qвот = 0,999. 101,37 = 101,26 т/ч;
- нефть – 0,001.Qвот=0,001. 101,37 = 0,1 т/ч.
Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды
заносим в табл. 3.37.
Таблица 3.37
Материальный баланс блока сброса воды
Приход
%
масс
Расход
кг/ч
Обезвоженная
нефть
Эмульсия
в том числе:
нефть
вода
Итого
%
масс
т/г
4,50
95,50
100,0
4,80
101,79
106,58
40310,6
855000
895311
в том числе:
нефть
вода
Всего
Подтоварная
вода
в том числе:
вода
нефть
Всего
Итого
83
кг/ч
т/г
4,70
0,52
5,22
39459,2
4384
43843,5
101,26
0,10
101,37
106,58
850616
851
851467
895311
4,90
90
10
100
95,10
99,9
0,1
100,0
100,0
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
3.3.3. Материальный баланс второй ступени сепарации
Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока
равны
Р = 0,105 МПа; t = 200С.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.38.
Таблица 3.38
Исходные данные для расчета
Компонент смеси
Мольная доля компонента в нефти ( z i' )
Молекулярная масса
компонента (Mi),
кг/кмоль
Кi
0,10
0,00
1,76
0,63
3,79
2,07
5,07
2,50
3,78
80,29
100,00
44
28
16
30
44
58
58
72
72
86
~
71
635
174
29
8
2,8
2
0,8
0,6
0,18
-
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:
у1' 
0,1 71
 0,016
100  71  1  4,72
у2' 
0,001 635
 0,0001
100  (635  1)  4,72
у3' 
1,76 174
 0,333
100  174  1  4,72
у4' 
0,63  29
 0,079
100  29  1  4,72
у5' 
3,79  8
 0,228
100  8  1  4,72
84
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
у6' 
2,07  2,8
 0,054
100  2,8  1  4,72
у7' 
5,07  2
 0,097
100  2  1  4,72
у8' 
2,50  0,8
 0,020
100  0,8  1  4,72
у9' 
3,78  0,6
 0,23
100  0,6  1  4,72
'
у10

80,29  0,18
 0,150
100  0,18  1  4,72
Путѐм подбора определим такую величину N ' , при которой выполнится условие
n
y
i 1
'
i
 1.
Подбор величины N ' приводится в табл. 3.39.
Таблица 3.39
Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси
СО2
Азот N2
Метан CH4
Этан С2Н6
Пропан С3Н8
Изобутан изо-С4Н10
Н-бутан н-С4Н10
Изопентан изо-С5Н12
Н-пентан н-С5Н12
Гексан и выше С6Н14 +
Yi
N ' = 4,72
N'= 5
0,016
0,0001
0,333
0,079
0,228
0,054
0,097
0,020
0,023
0,150
1,000
0,015
0,000
0,317
0,076
0,225
0,053
0,097
0,020
0,023
0,151
0,977
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 4,72 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчѐт приведѐн в табл. 3.40.
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Молярный состав
сырой нефти (z’i), %
Молярная
концентрация
(y’i)
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
0,10
0,00
1,76
0,63
3,79
2,07
5,07
2,50
3,78
80,29
100,00
0,016
0,000
0,333
0,079
0,228
0,054
0,097
0,020
0,023
0,150
1,000
Моли
N  N /  yi/
г
0i
0,08
0,00
1,57
0,37
1,08
0,25
0,46
0,10
0,11
0,71
N0гi 4,72
Мольный состав нефти
из блока сепараторов
x’i=( z’i- N0гi).100, %
Σ(z’i- N0гi)
Компонент
смеси
Газ из сепаратора
Нефть из сепаратора
моли (z’i - N0гi)
Таблица 3.40
Мольный баланс процесса сепарации второй ступени
0,02
0,00
0,18
0,26
2,72
1,82
4,62
2,41
3,67
80,29
95,99
0,02
0,00
0,19
0,27
2,83
1,90
4,81
2,51
3,83
83,65
100,00
Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведѐн в табл. 3.41.
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 , %
Таблица 3.41
Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
0,10
0,00
1,76
0,63
3,79
2,07
5,07
2,50
3,78
80,29
100,00
4,26
0,02
28,10
18,94
166,85
120,24
294,23
180,07
272,23
6905,34
Mic=7990,30
3,32
0,02
25,18
11,17
47,36
14,65
26,52
6,86
7,86
61,03
Miг =203,96
0,94
0,00
2,92
7,77
119,49
105,60
267,71
173,21
264,38
6905,34
Miн=7847,36
77,86
96,92
89,60
58,96
28,38
12,18
9,01
3,81
2,89
0,88
Rсмг= 2,55
Rсмг=0,0255 – массовая доля отгона.
86
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг= Miг/ N0гi
Mсрг = 203,96 / 4,72 = 43,19
Плотность газа:
 СР 
М СР Т 0  Р 43,19  273  0.105


 1,89 кг/м3,
22,4 Т  Р0
22,4  293  0,1
Плотность газа при н.у:
М СР
 1,93 кг/м3.
22,4
В блоке второй ступени сепарации от частично обезвоженной нефти
отделяется остаточный газ низкого давления
Qн = 4,70 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 4,70 . 0,0255 = 0,12 т/ч.
Qнсеп = Qн - Qг = 4,70 – 0,12 = 4,58 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 4,58 + 0,52 = 5,22 т/ч.
 СР 
44
28
16
30
44
1,63
0,01
12,34
5,48
23,22
~
~
~
~
437,99
0,05
58
7,18
135,47
0,10
58
13,00
245,32
0,02
72
3,37
63,49
0,02
0,15
0,85
72
86
~
3,85
29,92
100,00
72,68
564,46
1519,40
87
[N0гi/N0гi].Mi.ср.103,
г/м3
Mсрг
Массовый состав
[N0гi/N0гi].Mi.100 , %
Mсрг
0,02
0,00
0,33
0,08
0,23
Содержание тяжѐлых углеводородов
Молекулярная масса
(Mi)
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изоС4Н10
н-С4Н10
изоС5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
Молярная концентрация N0гi/N0гi
Компонент
смеси
Таблица 3.42
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Правильность расчѐта материального баланса определится выполнением условия:
Qдо сеп = Qпосле сеп;
Qдо сеп = Q = 4,70 т/ч;
Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;
сеп
Q + Qг = 4,58 + 0,12 = 4,70 т/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.43.
Таблица 3.43
Материальный баланс сепарации второй ступени
Приход
%масс
Расход
т/ч
т/г
Эмульсия
в том числе:
нефть
вода
90,00
10,00
4,70
0,52
39459
4384
ИТОГО
100
5,22
43844
Эмульсия
в том числе:
нефть
вода
Всего
Газ
ИТОГО
%масс
97,70
т/ч
т/г
89,76
10,24
100
2,30
4,58
0,52
5,10
0,12
38452
4384
42836
1007
100
5,22
43844
3.3.4. Общий материальный баланс установки
На основе материальных балансов отдельных стадий составляем
общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.44.
Таблица 3.44
Общий материальный баланс установки
Приход
%
масс
Эмульсия
в том числе:
нефть
вода
Итого
кг/ч
Расход
т/г
% масс
Подготовленная
кг/ч
т/г
89,76
10,24
100,00
0,63
94,61
4,58
0,52
5,10
0,68
38452
4384
42836
5697
99,9
0,1
100
100,00
101,26
0,10
101,37
107,14
850616
851
851467
900000
4,76
нефть
5
95
100
5,36
101,79
107,14
45000
855000
900000
в том числе:
нефть
вода
Всего
Газ
Подтоварная
вода
в том числе:
вода
нефть
Всего
Итого
88
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
3.4. Пример расчета материального баланса установки
подготовки нефти (УПН)
Годовая мощность установки по товарной нефти - 2,5 млн т/год.
Годовая продолжительность работы установки - 350 дней (8400 ч).
Обводненность сырой нефти - 25 % масс.
Содержание воды в товарной нефти - 0,2% масс. (I группа).
Химический состав нефти приведен в табл. 3.45.
Таблица 3.45
Химический состав нефти
Компонент
% мол.
СО2
N2
CH4
C2H6
C3H8 i-C4H10
0,71
0,44
23,01
4,25
8,27
1,61
ннi-C5H12
C4H10
С5H12
5,71
2,03
3,53
ОстаИтого
ток
50,44 100,00
3.4.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствуют
абсолютному давлению и температуре, равных соответственно
Р = 0,5 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:
y 'i  K i x 'i ,
где y i' - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе,
находящегося в равновесии с жидким остатком.; хi' - мольная доля этого
же компонента в жидком остатке; К i - константа фазового равновесия i-го
компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при
давлении Р = 0,5 МПа и температуре t = 200С).
Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой
(паровой) фазы используется уравнение
z i' K i
у 
,
1  K i  1N /
'
i
где z i' - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии;
N ' - мольная доля отгона.
Поскольку
n
y
i 1
'
i
 1 , то получим
z i' K i
 1.

/
i 1 1  K i  1N
n
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Уравнение используется для определения методом последовательного
приближения мольной доли отгона N ' при заданных составе исходной смеси z i' , давлении и температуре сепарации.
При расходе нефтяной эмульсии Gэ 2,5 млн тонн/год, часовая производительность установки составит
Gэ
2,5  10 6
П

 297,62 т/ч.
8400
8400
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.46.
Таблица 3.46
Исходные данные для расчета
Компонент
смеси
CO2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изоС4Н10
н-С4Н10
изоС5Н12
н-С5Н12
С6Н14+

Мольная доля
компонента в нефти
( z i' )
0,71
0,44
23,01
4,25
8,27
Молекулярная масса
компонента (Mi),
кг/кмоль
44
28
16
30
44
Кi
14,5
144
35
6
1,7
1,61
58
0,6
5,71
58
0,45
2,03
72
0,17
3,53
50,44
 z i' = 100
72
86

0,13
0,04

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:
у1' 
0,71  14,5
 0,019
100  14,5  1  32,3
у2' 
0,44  144
 0,013
100  144  1  32,3
у3' 
23,01  35
 0,672
100  35  1  32,3
90
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
у4' 
4,25  6
 0,098
100  6  1  32,3
у5' 
8,27  1,7
 0,115
100  1,7  1  32,3
у6' 
1,61  0,6
 0,011
100  0,6  1  32,3
у7' 
5,7  0,45
 0,031
100  0,45  1  32,3
у8' 
2,03  0,17
 0,005
100  0,17  1  32,3
у9' 
3,53  0,13
 0,006
100  0,13  1  32,3
'
у10

50,44  0,04
 0,029
100  0,04  1  32,3
Путѐм подбора определим такую величину
выполнится условие
n
y
i 1
'
i
N',
при которой
 1.
Подбор величины N ' приводится в табл. 3.47.
Таблица 3.47
Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси
CO2
Азот N2
Метан CH4
Этан С2Н6
Пропан С3Н8
Изобутан изо-С4Н10
Н-бутан н-С4Н10
Изопентан изо-С5Н12
Н-пентан н-С5Н12
С6Н14 +
Yi
N ' = 31
N ' = 32,3
N ' = 33
0,020
0,014
0,698
0,100
0,116
0,011
0,031
0,005
0,006
0,029
1,029
0,019
0,013
0,672
0,098
0,115
0,011
0,031
0,005
0,006
0,029
1,000
0,019
0,013
0,659
0,096
0,114
0,011
0,031
0,005
0,006
0,030
0,985
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 32,3 молей газа.
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчѐт приведѐн в табл. 3.48.
Таблица 3.48
0,710
0,440
23,010
4,250
8,270
1,610
5,710
2,030
3,530
50,440
100,000
0,019
0,013
0,672
0,098
0,115
0,011
0,031
0,005
0,006
0,029
1,000
0,62
0,43
21,71
3,15
3,70
0,36
1,01
0,15
0,21
0,94
32,29
Мольный состав нефти
из блока сепараторов
x’i=( z’i- N0гi).100, %
Σ(z’i- N0гi)
Моли
N  N /  yi/
г
0i
Нефть из сепаратора
моли (z’i - N0гi)
Молярная
концентрация
(y’i)
CO2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
Газ из сепаратора
Молярный состав
сырой нефти (z’i), %
Компонент
смеси
Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
0,09
0,01
1,30
1,10
4,57
1,25
4,70
1,88
3,32
50,44
68,66
0,13
0,01
1,89
1,60
6,65
1,82
6,85
2,73
4,84
73,47
100,00
Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведѐн в табл. 3.49.
Таблица 3.49
Компонент
смеси
Молярный состав
сырой нефти
(zi), %
Массовый cостав 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
г
Ri =100.Miг/ Mic,%
Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
1
CO2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
2
0,71
0,44
23,01
4,25
8,27
3
31,24
12,32
368,16
127,50
363,88
4
27,29
12,14
347,36
94,49
162,96
5
3,95
0,18
20,80
33,01
200,92
6
87,37
98,57
94,35
74,11
44,78
92
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
1
изоС4Н10
н-С4Н10
изоС5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
Окончание табл. 3.49
5
6
2
3
4
1,61
93,38
20,78
72,60
22,26
5,71
331,18
58,54
272,64
17,67
2,03
146,16
10,97
135,19
7,50
3,53
50,44
100,00
254,16
4337,84
6065,82
14,84
81,23
830,61
239,32
4337,84
5316,44
5,84
1,87
г
Rсм = 13,69
Rсмг = 0,1369 – массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг= Miг/ N0гi
Mсрг = 830,61 / 32,3 = 25,73
Плотность газа:
 СР 
М СР Т 0  Р 25,73  273  0,5


 5,35 кг/м3.
22,4 Т  Р0
22,4  293  0,1
Молекулярная масса
(Mi)
Массовый состав
[N0гi/N0гi].Mi.100 , %
Mсрг
0,0192
0,0134
0,6724
0,0976
0,1147
0,0111
0,0313
0,0047
0,0064
0,0293
0,9707
44
28
16
30
44
58
58
72
72
86
~
3,29
1,46
41,82
11,38
19,62
2,50
7,05
1,32
1,79
9,78
100,00
93
[N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3
Mсрг
Молярная
концентрация N0гi/N0гi
CO2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
Содержание тяжѐлых
углеводородов
Компонент
смеси
Таблица 3.50
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
~
~
~
~
1049,69
133,86
377,05
70,63
95,61
523,26
2250,11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ.
Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации с
учѐтом обводненности нефти.
Сырая нефть имеет обводненность 25 % масс.
Производительность общего потока Q сырого продукта составляет
297,62 т/ч.
Количество безводной нефти в этом потоке составляет
Qн = 0,75.Q = 0,75.297,62 = 223,21 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 0,1369. 223,21 = 30,57 т/ч.
Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с
производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп,
соответственно:
Qнсеп = Qн - Qг = 223,21 – 30,57 = 192,65 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Qн . 0,25 = 192,65 + 74,40 = 267,05 т/ч.
Правильность расчѐта материального баланса определится выполнением условия:
Qдо сеп = Qпосле сеп;
Qдо сеп = Q = 223,21 кг/ч;
Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;
Qсеп+ Qг = 192,65 + 30,57 = 223,21 кг/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.51.
Таблица 3.51
Материальный баланс сепарации первой ступени
Приход
%
масс
т/ч
Расход
%
масс
89,73
т/ч
т/г
нефть
вода
Всего
Газ
72,14
27,86
100
10,27
192,65
74,40
267,05
30,57
1618251,2
625000
2243251,2
256748,85
Итого
100,0
297,62
2500000
т/г
Эмульсия,
в том числе:
Эмульсия,
в том
числе:
нефть
вода
75
25
223,21
74,40
1875000
625000
Итого
100
297,62
2500000
94
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
3.4.2. Блок отстоя
Отстой используется в случае высокообводнѐнной эмульсии, а также в
целях упрощения последующих процессов подготовки нефти, улучшения их
параметров и технико-экономических показателей.
Процесс обезвоживания может протекать без нагрева эмульсии либо с
незначительным еѐ подогревом.
Поток сырой нефти производительностью Qсеп входит в блок отстоя с
содержанием нефти и воды по массе, соответственно:
Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)
Rнсеп = 100 . 192,65 / 267,05 = 72,14 %.
Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 – 72,14 = 27,86 %.
На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в частности:
- некондиционная нефть: вода – 5%; нефть – 95%;
- пластовая вода: нефть – 0,1%; вода – 99,9%.
Обозначим: Qнот =Н – количество некондиционной нефти из блока отстоя, т/ч; Qвот = В – количество пластовой воды из блока отстоя, т/ч.
Тогда составим систему уравнений:
Qсеп . Rнсеп = 0,95 . Н + 0,001 . В
Qсеп . Rвсеп = 0,05. Н + 0,999 . В.
Решая эту систему, получаем:
H
Н
0,001 сеп сеп
 Q  Rв
0,999
0,9499
Q сеп  Rнсеп 
192,65  0,001 / 0,999  74,40
 202,72т / ч
0,9499
В
74,40  0,05  202,72
 64,33т / ч .
0,999
Таким образом, количество некондиционной нефти и количество
пластовой воды после блока отстоя соответственно равны:
Qнот = 202,72 т/ч, в том числе:
- нефть – 0,95.Qнот= 0,95. 202,75 = 192,58 т/ч;
- вода – 0,05.Qнот= 0,05. 202,75 = 10,14 т/ч.
Qвот = 63,33 т/ч, в том числе:
- вода 0,999.Qвот = 0,999. 63,33 = 64,27 т/ч;
- нефть – 0,001.Qвот = 0,005. 63,33 = 0,06 т/ч.
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Правильность расчѐта материального баланса блока отстоя определяется выполнением условия:
Qсеп = Qiот
Qсеп= Qсеп = 267,05 кг/ч;
Qiот= Qнот + Qвот
Qнот + Qвот = 192,58 + 64,33 = 267,05 кг/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока отстоя заносим в табл. 3.52.
Таблица 3.52
Материальный баланс блока отстоя
Приход
% масс
т/ч
т/г
Некондиционная нефть,
в том числе:
нефть
вода
Эмульсия,
в том
числе:
нефть
вода
Итого
72,14
27,86
100,0
192,65 1618251
74,40 625000
267,05
Всего
Пластовая
вода,
в том числе:
вода
нефть
Всего
Итого
2243251
Расход
%
т/ч
масс
75,91
т/г
95
5
100
24,09
192,58
10,14
202,72
1617711
85143
1702853
99,9
0,1
100
64,27
0,06
63,43
539857
540
540398
100
267,05
2243251
3.4.3. Блок электродегидраторов
В блок электродегидраторов поступает некондиционная нефть из
блока отстоя в количестве
Qнот = 202,72 т/ч, в том числе:
- нефть – 0,95.Qнот= 0,95. 202,72 = 192,58 т/ч;
- вода – 0,05.Qнот= 0,05. 202,72 = 10,14 т/ч.
После процесса обессоливания и окончательного обезвоживания
состав потока на выходе из блока электродегидраторов должен
соответствовать согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002 :
товарная нефть: вода – 0,2%; нефть – 99,8%;
пластовая вода: нефть – 0,5%; вода – 99,5%.
96
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Принимаем: Qндег = Н1 – количество товарной нефти из блока
электродегидраторов, т/ч; Qвдег = В1 – количество пластовой воды из блока
электродегидраторов, т/ч.
Составим систему уравнений:
0,95.Qнот = 0,998.Н1 + 0,005.В1
0,05.Qнот = 0,995.В1 + 0,002.Н1
Решая эту систему, получаем
0,05  QНот  0,002  H 1
В1 
0,995
Н1  0,9516613  QНот
Н1  0,9516613  202,72  192,92 т/ч,
В1 
0,05  202,72  0,002  192,92
 9,80 т/ч.
0,995
Таким образом, получили следующее массовое распределение
потоков на выходе из блока электродегидраторов:
товарная нефть: Qндег = 192,92 т/ч, в том числе:
- нефть – 0,998.Qндег = 0,998. 192,92 = 192,54 т/ч
- вода – 0,002.Qндег = 0,002. 192,92 = 0,39 т/ч.
пластовая вода: Qвдег = 9,80 т/ч, в том числе:
- вода – 0,995.Qвдег = 0,995. 9,80 = 9,75 кг/ч;
- нефть – 0,005.Qвдег = 0,005. 9,80 = 0,05 т/ч.
Расчѐт материального баланса электродегидраторов выполнен правильно при соблюдении равенства:
Qiдо дег = Qiпосле дег
Qiдо дег=Qнот= 202,72 кг/ч;
Qiпосле дег=Qндег+Qвдег
Qндег+Qвдег = 192,92 + 9,80 = 202,72 кг/ч.
Равенство соблюдается.
Данные заносим в табл. 3.53.
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица 3.53
Материальный баланс блока электродегидраторов
Приход
%
т/ч
масс
Неконденсированная
нефть, в
том числе:
нефть
вода
95
5
Итого
100
Расход
%
т/ч
масс
т/г
Товарная
нефть, в
том числе:
нефть
вода
Всего
Пластовая
вода, в том
192,58 5489,08
числе:
10,14
609,90
вода
нефть
Всего
202,72 1702853 Итого
т/г
99,8
0,2
100
192,54
0,39
192,92
1617299,0
3241,1
1620540,1
99,5
0,5
100
100
9,75
0,05
9,80
202,72
81901,6
411,6
82313,2
1702853
3.4.4. Материальный баланс второй ступени сепарации
Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока
равны
Р = 0,105 МПа; t = 400С.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.54.
Таблица 3.54
Исходные данные для расчета
Компонент смеси
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+

Мольная доля компо- Молекулярная масса
компонента (Mi),
нента в нефти ( z i' )
кг/кмоль
0,13
0,01
1,89
1,60
6,65
1,82
6,85
2,73
4,84
73,47
100,00
44
28
16
30
44
58
58
72
72
86
~
98
Кi
87
718
190
40
12,5
5
3,3
1,4
1,15
0,38
-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:
у1' 
0,13  87
 0,006
100  87  1  22,25
у 2' 
0,01  718
 0,0004
100  718  1  22,25
у3' 
1,89 190
 0,084
100  190  1  22,25
у4' 
1,60  40
 0,066
100  40  1  22,25
у5' 
6,65  12,5
 0,234
100  12,5  1  22,25
у6' 
1,82  5
 0,048
100  5  1  22,25
у7' 
6,85  3,3
 0,149
100  3,3  1  22,25
у8' 
2,73  1,4
 0,035
100  1,4  1  22,25
у9' 
4,84  1,15
 0,054
100  1,15  1  22,25
'
у10

73,47  0,38
 0,324
100  0,38  1  22,25
Путѐм подбора определим такую величину N ' , при которой выполнится условие
n
y
i 1
'
i
 1.
Подбор величины N ' приводится в табл. 3.55.
Таблица 3.55
Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси
СО2
Азот N2
Метан CH4
Этан С2Н6
Пропан С3Н8
Изобутан изо-С4Н10
99
N ' = 22,25
N ' = 23
0,006
0,0004
0,084
0,066
0,234
0,048
0,005
0,000
0,081
0,064
0,228
0,047
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Окончание табл. 3.55
Компонент смеси
Н-бутан н-С4Н10
Изопентан изо-С5Н12
Н-пентан н-С5Н12
Гексан и выше С6Н14 +
Yi
N ' = 22,25
N ' = 23
0,149
0,035
0,054
0,324
1,000
0,148
0,035
0,054
0,326
0,989
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 22,25 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчѐт приведѐн в табл. 3.56.
Таблица 3.56
0,006
0,000
0,084
0,066
0,234
0,048
0,149
0,035
0,054
0,324
Итого
100,00
1,000
N 0гi  N /  yi/
0,13
0,01
1,86
1,47
5,20
1,07
3,33
0,78
1,20
7,21
N0гi
22,25
Мольный состав нефти
из блока сепараторов
x’i=( z’i- N0гi).100, %
Σ(z’i- N0гi)
0,13
0,01
1,89
1,60
6,65
1,82
6,85
2,73
4,84
73,47
Моли
Нефть из сепаратора
моли (z’i - N0гi)
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изо-С4Н10
н-С4Н10
изо-С5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Молярная
концентрация (y’i)
Молярный состав
сырой нефти (z’i), %
Газ из сепаратора
Компонент
смеси
Мольный баланс процесса сепарации второй ступени
0,01
0,00
0,03
0,13
1,45
0,75
3,52
1,95
3,64
73,47
0,01
0,00
0,04
0,15
1,71
0,88
4,14
2,30
4,29
86,48
84,95
100,00
Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведѐн в
табл. 3.57.
100
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица 3.57
Молярный состав
сырой нефти (z’i),
%
Массовый состав
сырой нефти Mic=
z’i.Mi
Массовый состав
газа из сепаратора
Miг=N0гi. Mi
Массовый состав
нефти из сепаратора
н
Mi = Mic- Miг
Масса выделившегося газа, относительно сырой
нефти
Riг=100.Miг/ Mic , %
Компонент
смеси
Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
0,13
0,01
1,89
1,60
6,65
5,75
0,26
30,30
48,08
292,64
5,52
0,26
29,75
44,22
228,71
0,22
0,00
0,55
3,86
63,94
96,14
99,52
98,19
91,97
78,15
1,82
105,74
62,24
43,50
58,86
6,85
397,11
192,88
204,24
48,57
2,73
196,91
56,33
140,59
28,60
4,84
73,47
348,57
6318,16
Mic=
7743,52
86,31
619,69
Miг =
1325,89
262,26
6318,16
Miн=
7037,31
24,76
9,81
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изоС4Н10
н-С4Н10
изоС5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
100,00
Rсмг= 17,12
Rсмг=0,1712 – массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг= Miг/ N0гi
Mсрг = 1325,89 / 22,25 = 59,59
Плотность газа:
 СР 
М СР Т 0  Р 59,59  273  0.105


 2,44 кг/м3,
22,4 Т  Р0
22,4  313  0,1
Плотность газа при н.у:
 СР 
М СР
 2,66 кг/м3
22,4
101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
44
28
16
30
44
0,42
0,02
2,24
3,33
17,25
~
~
~
~
420,23
0,05
58
4,69
114,36
0,15
58
14,55
354,39
0,04
72
4,25
103,49
0,05
0,32
1,00
72
86
~
6,51
46,74
100,00
158,59
1138,62
2289,69
[N0гi/N0гi].Mi.ср.103,
г/м3
Mсрг
Массовый состав
[N0гi/N0гi].Mi.100 , %
Mсрг
0,01
0,00
0,08
0,07
0,23
Содержание тяжѐлых
углеводородов
Молекулярная масса
(Mi)
СО2
N2
CH4
С2Н6
С3Н8
изоС4Н10
н-С4Н10
изоС5Н12
н-С5Н12
С6Н14+
Итого
Молярная концентрация N0гi/N0гi
Компонент
смеси
Таблица 3.58
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
В блоке второй ступени сепарации от обезвоженной нефти отделяется остаточный газ низкого давления
Qн = 192,54 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 0,1712 . 192,54 = 32,97 т/ч.
Qнсеп = Qн - Qг = 192,54 – 32,97 = 159,57 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 159,57 + 0,39 = 159,95 т/ч.
Правильность расчѐта материального баланса определится выполнением условия:
Qдо сеп = Qпосле сеп;
Qдо сеп = Q = 192,92 т/ч;
Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;
Qсеп+ Qг = 159,57 + 32,97 = 192,92 т/ч.
Условие выполняется.
102
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в
табл. 3.59.
Таблица 3.59
Материальный баланс сепарации второй ступени
Приход
%масс
Расход
т/ч
т/г
Эмульсия
в том числе:
нефть
вода
99,80
0,20
192,54
0,39
1617299
3241
ИТОГО
100
192,92
1620540
Эмульсия
в том числе:
нефть
вода
Всего
Газ
ИТОГО
%масс
82,91
т/ч
т/г
99,76
0,24
100,00
17,09
159,57
0,39
159,95
32,97
1340375
3241
1343616
276924
100
192,92
1620540
3.4.5. Общий материальный баланс установки
На основе материальных балансов отдельных стадий составляем
общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.60.
Таблица 3.60
Общий материальный баланс установки
Приход
% масс
Эмульсия
в том
числе:
нефть
вода
Итого
кг/ч
Расход
т/г
Подготовленная
%
масс
53,74
кг/ч
т/г
99,76
0,24
100,00
21,35
24,91
159,57
0,39
159,95
63,53
1340375
3241
1343616
533673
99,85
0,15
100
100,00
74,02
0,11
74,13
297,62
621759
952
622711
2500000
нефть
75
25
100
223,21
74,40
297,62
1875000
625000
2500000
в том числе:
нефть
вода
Всего
Газ
Подтоварная
вода
в том числе:
вода
нефть
Всего
Итого
103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Приложение 1
Значения константы фазового равновесия
CH4
T
103
P,
атм
0
0С
0
5С
0
10 С
0
15 С
0
20 С
0
25 С
0
30 С
0
35 С
0
40 С
0
45 С
500С
550С
600С
650С
700С
750С
800С
850С
900С
950С
1000С
1
183,8
195,9
208
220,4
232,8
245,8
258,8
272,3
285,8
299,75
313,7
328
342,3
356,9
371,5
386,45
401,4
416,6
431,8
447,2
462,6
1,5
122,53
130,60
138,67
146,93
155,20
163,87
172,53
181,53
190,53
199,83
209,13
218,67
228,20
237,93
247,67
257,63
267,60
277,73
287,87
298,13
308,40
2
91,90
97,95
104,00
110,20
116,40
122,90
129,40
136,15
142,90
149,88
156,85
164,00
171,15
178,45
185,75
193,23
200,70
208,30
215,90
223,60
231,30
2,5
73,52
78,36
83,20
88,16
93,12
98,32
103,52
108,92
114,32
119,90
125,48
131,20
136,92
142,76
148,60
154,58
160,56
166,64
172,72
178,88
185,04
3
61,27
65,30
69,33
73,47
77,60
81,93
86,27
90,77
95,27
99,92
104,57
109,33
114,10
118,97
123,83
128,82
133,80
138,87
143,93
149,07
154,20
3,5
52,51
55,97
59,43
62,97
66,51
70,23
73,94
77,80
81,66
85,64
89,63
93,71
97,80
101,97
106,14
110,41
114,69
119,03
123,37
127,77
132,17
4
45,95
48,98
52,00
55,10
58,20
61,45
64,70
68,08
71,45
74,94
78,43
82,00
85,58
89,23
92,88
96,61
100,35
104,15
107,95
111,80
115,65
4,5
40,84
43,53
46,22
48,98
51,73
54,62
57,51
60,51
63,51
66,61
69,71
72,89
76,07
79,31
82,56
85,88
89,20
92,58
95,96
99,38
102,80
5
36,76
39,18
41,60
44,08
46,56
49,16
51,76
54,46
57,16
59,95
62,74
65,60
68,46
71,38
74,30
77,29
80,28
83,32
86,36
89,44
92,52
5,5
33,42
35,62
37,82
40,07
42,33
44,69
47,05
49,51
51,96
54,50
57,04
59,64
62,24
64,89
67,55
70,26
72,98
75,75
78,51
81,31
84,11
6
30,63
32,65
34,67
36,73
38,80
40,97
43,13
45,38
47,63
49,96
52,28
54,67
57,05
59,48
61,92
64,41
66,90
69,43
71,97
74,53
77,10
6,5
28,28
30,14
32,00
33,91
35,82
37,82
39,82
41,89
43,97
46,12
48,26
50,46
52,66
54,91
57,15
59,45
61,75
64,09
66,43
68,80
71,17
7
26,26
27,99
29,71
31,49
33,26
35,11
36,97
38,90
40,83
42,82
44,81
46,86
48,90
50,99
53,07
55,21
57,34
59,51
61,69
63,89
66,09
7,5
24,51
26,12
27,73
29,39
31,04
32,77
34,51
36,31
38,11
39,97
41,83
43,73
45,64
47,59
49,53
51,53
53,52
55,55
57,57
59,63
61,68
8
22,98
24,49
26,00
27,55
29,10
30,73
32,35
34,04
35,73
37,47
39,21
41,00
42,79
44,61
46,44
48,31
50,18
52,08
53,98
55,90
57,83
8,5
21,62
23,05
24,47
25,93
27,39
28,92
30,45
32,04
33,62
35,26
36,91
38,59
40,27
41,99
43,71
45,46
47,22
49,01
50,80
52,61
54,42
9
20,42
21,77
23,11
24,49
25,87
27,31
28,76
30,26
31,76
33,31
34,86
36,44
38,03
39,66
41,28
42,94
44,60
46,29
47,98
49,69
51,40
9,5
19,35
20,62
21,89
23,20
24,51
25,87
27,24
28,66
30,08
31,55
33,02
34,53
36,03
37,57
39,11
40,68
42,25
43,85
45,45
47,07
48,69
10
18,38
19,59
20,80
22,04
23,28
24,58
25,88
27,23
28,58
29,98
31,37
32,80
34,23
35,69
37,15
38,65
40,14
41,66
43,18
44,72
46,26
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Продолжение П.1
C2H6
T
104
P,
атм
00С
50С
100С
150С
200С
250С
300С
350С
400С
450С
500С
550С
600С
650С
700С
750С
800С
850С
900С
950С
1000С
1
23,55
26,68
29,81
33,51
37,21
41,53
45,85
49,265
52,68
56,395
60,11
63,825
67,54
71,255
74,97
78,685
82,4
86,115
89,83
93,545
97,26
1,5
15,70
17,79
19,87
22,34
24,81
27,69
30,57
32,84
35,12
37,60
40,07
42,55
45,03
47,50
49,98
52,46
54,93
57,41
59,89
62,36
64,84
2
11,78
13,34
14,91
16,76
18,61
20,77
22,93
24,63
26,34
28,20
30,06
31,91
33,77
35,63
37,49
39,34
41,20
43,06
44,92
46,77
48,63
2,5
9,42
10,67
11,92
13,40
14,88
16,61
18,34
19,71
21,07
22,56
24,04
25,53
27,02
28,50
29,99
31,47
32,96
34,45
35,93
37,42
38,90
3
7,85
8,89
9,94
11,17
12,40
13,84
15,28
16,42
17,56
18,80
20,04
21,28
22,51
23,75
24,99
26,23
27,47
28,71
29,94
31,18
32,42
3,5
6,73
7,62
8,52
9,57
10,63
11,87
13,10
14,08
15,05
16,11
17,17
18,24
19,30
20,36
21,42
22,48
23,54
24,60
25,67
26,73
27,79
4
5,89
6,67
7,45
8,38
9,30
10,38
11,46
12,32
13,17
14,10
15,03
15,96
16,89
17,81
18,74
19,67
20,60
21,53
22,46
23,39
24,32
4,5
5,23
5,93
6,62
7,45
8,27
9,23
10,19
10,95
11,71
12,53
13,36
14,18
15,01
15,83
16,66
17,49
18,31
19,14
19,96
20,79
21,61
5
4,71
5,34
5,96
6,70
7,44
8,31
9,17
9,85
10,54
11,28
12,02
12,77
13,51
14,25
14,99
15,74
16,48
17,22
17,97
18,71
19,45
5,5
4,28
4,85
5,42
6,09
6,77
7,55
8,34
8,96
9,58
10,25
10,93
11,60
12,28
12,96
13,63
14,31
14,98
15,66
16,33
17,01
17,68
6
3,93
4,45
4,97
5,59
6,20
6,92
7,64
8,21
8,78
9,40
10,02
10,64
11,26
11,88
12,50
13,11
13,73
14,35
14,97
15,59
16,21
6,5
3,62
4,10
4,59
5,16
5,72
6,39
7,05
7,58
8,10
8,68
9,25
9,82
10,39
10,96
11,53
12,11
12,68
13,25
13,82
14,39
14,96
7
3,36
3,81
4,26
4,79
5,32
5,93
6,55
7,04
7,53
8,06
8,59
9,12
9,65
10,18
10,71
11,24
11,77
12,30
12,83
13,36
13,89
7,5
3,14
3,56
3,97
4,47
4,96
5,54
6,11
6,57
7,02
7,52
8,01
8,51
9,01
9,50
10,00
10,49
10,99
11,48
11,98
12,47
12,97
8
2,94
3,34
3,73
4,19
4,65
5,19
5,73
6,16
6,59
7,05
7,51
7,98
8,44
8,91
9,37
9,84
10,30
10,76
11,23
11,69
12,16
8,5
2,77
3,14
3,51
3,94
4,38
4,89
5,39
5,80
6,20
6,63
7,07
7,51
7,95
8,38
8,82
9,26
9,69
10,13
10,57
11,01
11,44
9
2,62
2,96
3,31
3,72
4,13
4,61
5,09
5,47
5,85
6,27
6,68
7,09
7,50
7,92
8,33
8,74
9,16
9,57
9,98
10,39
10,81
9,5
2,48
2,81
3,14
3,53
3,92
4,37
4,83
5,19
5,55
5,94
6,33
6,72
7,11
7,50
7,89
8,28
8,67
9,06
9,46
9,85
10,24
10
2,36
2,67
2,98
3,35
3,72
4,15
4,59
4,93
5,27
5,64
6,01
6,38
6,75
7,13
7,50
7,87
8,24
8,61
8,98
9,35
9,73
2
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Продолжение П.1
C3H8
T
105
P,
атм
00С
50С
100С
150С
200С
250С
300С
350С
400С
450С
500С
550С
600С
650С
700С
750С
800С
850С
900С
950С
1000С
1
4,66
5,475
6,29
7,31
8,33
9,565
10,8
12,21
13,62
15,305
16,99
18,975
20,96
23,29
25,62
28,325
31,03
34,145
37,26
44,02
50,78
1,5
3,11
3,65
4,19
4,87
5,55
6,38
7,20
8,14
9,08
10,20
11,33
12,65
13,97
15,53
17,08
18,88
20,69
22,76
24,84
29,35
33,85
2
2,33
2,74
3,15
3,66
4,17
4,78
5,40
6,11
6,81
7,65
8,50
9,49
10,48
11,65
12,81
14,16
15,52
17,07
18,63
22,01
25,39
2,5
1,86
2,19
2,52
2,92
3,33
3,83
4,32
4,88
5,45
6,12
6,80
7,59
8,38
9,32
10,25
11,33
12,41
13,66
14,90
17,61
20,31
3
1,55
1,83
2,10
2,44
2,78
3,19
3,60
4,07
4,54
5,10
5,66
6,33
6,99
7,76
8,54
9,44
10,34
11,38
12,42
14,67
16,93
3,5
1,33
1,56
1,80
2,09
2,38
2,73
3,09
3,49
3,89
4,37
4,85
5,42
5,99
6,65
7,32
8,09
8,87
9,76
10,65
12,58
14,51
4
1,17
1,37
1,57
1,83
2,08
2,39
2,70
3,05
3,41
3,83
4,25
4,74
5,24
5,82
6,41
7,08
7,76
8,54
9,32
11,01
12,70
4,5
1,04
1,22
1,40
1,62
1,85
2,13
2,40
2,71
3,03
3,40
3,78
4,22
4,66
5,18
5,69
6,29
6,90
7,59
8,28
9,78
11,28
5
0,93
1,10
1,26
1,46
1,67
1,91
2,16
2,44
2,72
3,06
3,40
3,80
4,19
4,66
5,12
5,67
6,21
6,83
7,45
8,80
10,16
5,5
0,85
1,00
1,14
1,33
1,51
1,74
1,96
2,22
2,48
2,78
3,09
3,45
3,81
4,23
4,66
5,15
5,64
6,21
6,77
8,00
9,23
6
0,78
0,91
1,05
1,22
1,39
1,59
1,80
2,04
2,27
2,55
2,83
3,16
3,49
3,88
4,27
4,72
5,17
5,69
6,21
7,34
8,46
6,5
0,72
0,84
0,97
1,12
1,28
1,47
1,66
1,88
2,10
2,35
2,61
2,92
3,22
3,58
3,94
4,36
4,77
5,25
5,73
6,77
7,81
7
0,67
0,78
0,90
1,04
1,19
1,37
1,54
1,74
1,95
2,19
2,43
2,71
2,99
3,33
3,66
4,05
4,43
4,88
5,32
6,29
7,25
7,5
0,62
0,73
0,84
0,97
1,11
1,28
1,44
1,63
1,82
2,04
2,27
2,53
2,79
3,11
3,42
3,78
4,14
4,55
4,97
5,87
6,77
8
0,58
0,68
0,79
0,91
1,04
1,20
1,35
1,53
1,70
1,91
2,12
2,37
2,62
2,91
3,20
3,54
3,88
4,27
4,66
5,50
6,35
8,5
0,55
0,64
0,74
0,86
0,98
1,13
1,27
1,44
1,60
1,80
2,00
2,23
2,47
2,74
3,01
3,33
3,65
4,02
4,38
5,18
5,97
9
0,52
0,61
0,70
0,81
0,93
1,06
1,20
1,36
1,51
1,70
1,89
2,11
2,33
2,59
2,85
3,15
3,45
3,79
4,14
4,89
5,64
9,5
0,49
0,58
0,66
0,77
0,88
1,01
1,14
1,29
1,43
1,61
1,79
2,00
2,21
2,45
2,70
2,98
3,27
3,59
3,92
4,63
5,35
10
0,47
0,55
0,63
0,73
0,83
0,96
1,08
1,22
1,36
1,53
1,70
1,90
2,10
2,33
2,56
2,83
3,10
3,41
3,73
4,40
5,08
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Продолжение П.1
n-C4H10
T
106
P,
атм
00С
50С
100С
150С
200С
250С
300С
350С
400С
450С
500С
550С
600С
650С
700С
750С
800С
850С
900С
950С
1000С
1
1,464
1,7555
2,047
2,4185
2,79
3,26
3,73
4,315
4,9
5,6
6,3
7,15
8
9
10
11,17
12,34
13,715
15,09
16,685
18,28
1,5
0,98
1,17
1,36
1,61
1,86
2,17
2,49
2,88
3,27
3,73
4,20
4,77
5,33
6,00
6,67
7,45
8,23
9,14
10,06
11,12
12,19
2
0,73
0,88
1,02
1,21
1,40
1,63
1,87
2,16
2,45
2,80
3,15
3,58
4,00
4,50
5,00
5,59
6,17
6,86
7,55
8,34
9,14
2,5
0,59
0,70
0,82
0,97
1,12
1,30
1,49
1,73
1,96
2,24
2,52
2,86
3,20
3,60
4,00
4,47
4,94
5,49
6,04
6,67
7,31
3
0,49
0,59
0,68
0,81
0,93
1,09
1,24
1,44
1,63
1,87
2,10
2,38
2,67
3,00
3,33
3,72
4,11
4,57
5,03
5,56
6,09
3,5
0,42
0,50
0,58
0,69
0,80
0,93
1,07
1,23
1,40
1,60
1,80
2,04
2,29
2,57
2,86
3,19
3,53
3,92
4,31
4,77
5,22
4
0,37
0,44
0,51
0,60
0,70
0,82
0,93
1,08
1,23
1,40
1,58
1,79
2,00
2,25
2,50
2,79
3,09
3,43
3,77
4,17
4,57
4,5
0,33
0,39
0,45
0,54
0,62
0,72
0,83
0,96
1,09
1,24
1,40
1,59
1,78
2,00
2,22
2,48
2,74
3,05
3,35
3,71
4,06
5
0,29
0,35
0,41
0,48
0,56
0,65
0,75
0,86
0,98
1,12
1,26
1,43
1,60
1,80
2,00
2,23
2,47
2,74
3,02
3,34
3,66
5,5
0,27
0,32
0,37
0,44
0,51
0,59
0,68
0,78
0,89
1,02
1,15
1,30
1,45
1,64
1,82
2,03
2,24
2,49
2,74
3,03
3,32
6
0,24
0,29
0,34
0,40
0,47
0,54
0,62
0,72
0,82
0,93
1,05
1,19
1,33
1,50
1,67
1,86
2,06
2,29
2,52
2,78
3,05
6,5
0,23
0,27
0,31
0,37
0,43
0,50
0,57
0,66
0,75
0,86
0,97
1,10
1,23
1,38
1,54
1,72
1,90
2,11
2,32
2,57
2,81
7
0,21
0,25
0,29
0,35
0,40
0,47
0,53
0,62
0,70
0,80
0,90
1,02
1,14
1,29
1,43
1,60
1,76
1,96
2,16
2,38
2,61
7,5
0,20
0,23
0,27
0,32
0,37
0,43
0,50
0,58
0,65
0,75
0,84
0,95
1,07
1,20
1,33
1,49
1,65
1,83
2,01
2,22
2,44
8
0,18
0,22
0,26
0,30
0,35
0,41
0,47
0,54
0,61
0,70
0,79
0,89
1,00
1,13
1,25
1,40
1,54
1,71
1,89
2,09
2,29
8,5
0,17
0,21
0,24
0,28
0,33
0,38
0,44
0,51
0,58
0,66
0,74
0,84
0,94
1,06
1,18
1,31
1,45
1,61
1,78
1,96
2,15
9
0,16
0,20
0,23
0,27
0,31
0,36
0,41
0,48
0,54
0,62
0,70
0,79
0,89
1,00
1,11
1,24
1,37
1,52
1,68
1,85
2,03
9,5
0,15
0,18
0,22
0,25
0,29
0,34
0,39
0,45
0,52
0,59
0,66
0,75
0,84
0,95
1,05
1,18
1,30
1,44
1,59
1,76
1,92
10
0,15
0,18
0,20
0,24
0,28
0,33
0,37
0,43
0,49
0,56
0,63
0,72
0,80
0,90
1,00
1,12
1,23
1,37
1,51
1,67
1,83
4
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Продолжение П.1
i-C4H10
T
107
P,
атм
00С
50С
100С
150С
200С
250С
300С
350С
400С
450С
500С
550С
600С
650С
700С
750С
800С
850С
900С
950С
1000С
1
2,15
2,545
2,94
3,44
3,94
4,56
5,18
5,94
6,7
7,61
8,52
9,61
10,7
11,98
13,26
14,75
16,24
17,955
19,67
21,625
23,58
1,5
1,43
1,70
1,96
2,29
2,63
3,04
3,45
3,96
4,47
5,07
5,68
6,41
7,13
7,99
8,84
9,83
10,83
11,97
13,11
14,42
15,72
2
1,08
1,27
1,47
1,72
1,97
2,28
2,59
2,97
3,35
3,81
4,26
4,81
5,35
5,99
6,63
7,38
8,12
8,98
9,84
10,81
11,79
2,5
0,86
1,02
1,18
1,38
1,58
1,82
2,07
2,38
2,68
3,04
3,41
3,84
4,28
4,79
5,30
5,90
6,50
7,18
7,87
8,65
9,43
3
0,72
0,85
0,98
1,15
1,31
1,52
1,73
1,98
2,23
2,54
2,84
3,20
3,57
3,99
4,42
4,92
5,41
5,99
6,56
7,21
7,86
3,5
0,61
0,73
0,84
0,98
1,13
1,30
1,48
1,70
1,91
2,17
2,43
2,75
3,06
3,42
3,79
4,21
4,64
5,13
5,62
6,18
6,74
4
0,54
0,64
0,74
0,86
0,99
1,14
1,30
1,49
1,68
1,90
2,13
2,40
2,68
3,00
3,32
3,69
4,06
4,49
4,92
5,41
5,90
4,5
0,48
0,57
0,65
0,76
0,88
1,01
1,15
1,32
1,49
1,69
1,89
2,14
2,38
2,66
2,95
3,28
3,61
3,99
4,37
4,81
5,24
5
0,43
0,51
0,59
0,69
0,79
0,91
1,04
1,19
1,34
1,52
1,70
1,92
2,14
2,40
2,65
2,95
3,25
3,59
3,93
4,33
4,72
5,5
0,39
0,46
0,53
0,63
0,72
0,83
0,94
1,08
1,22
1,38
1,55
1,75
1,95
2,18
2,41
2,68
2,95
3,26
3,58
3,93
4,29
6
0,36
0,42
0,49
0,57
0,66
0,76
0,86
0,99
1,12
1,27
1,42
1,60
1,78
2,00
2,21
2,46
2,71
2,99
3,28
3,60
3,93
6,5
0,33
0,39
0,45
0,53
0,61
0,70
0,80
0,91
1,03
1,17
1,31
1,48
1,65
1,84
2,04
2,27
2,50
2,76
3,03
3,33
3,63
7
0,31
0,36
0,42
0,49
0,56
0,65
0,74
0,85
0,96
1,09
1,22
1,37
1,53
1,71
1,89
2,11
2,32
2,57
2,81
3,09
3,37
7,5
0,29
0,34
0,39
0,46
0,53
0,61
0,69
0,79
0,89
1,01
1,14
1,28
1,43
1,60
1,77
1,97
2,17
2,39
2,62
2,88
3,14
8
0,27
0,32
0,37
0,43
0,49
0,57
0,65
0,74
0,84
0,95
1,07
1,20
1,34
1,50
1,66
1,84
2,03
2,24
2,46
2,70
2,95
8,5
0,25
0,30
0,35
0,40
0,46
0,54
0,61
0,70
0,79
0,90
1,00
1,13
1,26
1,41
1,56
1,74
1,91
2,11
2,31
2,54
2,77
9
0,24
0,28
0,33
0,38
0,44
0,51
0,58
0,66
0,74
0,85
0,95
1,07
1,19
1,33
1,47
1,64
1,80
2,00
2,19
2,40
2,62
9,5
0,23
0,27
0,31
0,36
0,41
0,48
0,55
0,63
0,71
0,80
0,90
1,01
1,13
1,26
1,40
1,55
1,71
1,89
2,07
2,28
2,48
10
0,22
0,25
0,29
0,34
0,39
0,46
0,52
0,59
0,67
0,76
0,85
0,96
1,07
1,20
1,33
1,48
1,62
1,80
1,97
2,16
2,36
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Продолжение П.1
n-C5H12
T
108
P,
атм
00С
50С
100С
150С
200С
250С
300С
350С
400С
450С
500С
550С
600С
650С
700С
750С
800С
850С
900С
950С
1000С
1
0,241
0,307
0,373
0,4655
0,558
0,6835
0,809
0,975
1,141
1,356
1,571
1,844
2,117
2,4565
2,796
3,2125
3,629
4,131
4,633
5,2315
5,83
1,5
0,16
0,20
0,25
0,31
0,37
0,46
0,54
0,65
0,76
0,90
1,05
1,23
1,41
1,64
1,86
2,14
2,42
2,75
3,09
3,49
3,89
2
0,12
0,15
0,19
0,23
0,28
0,34
0,40
0,49
0,57
0,68
0,79
0,92
1,06
1,23
1,40
1,61
1,81
2,07
2,32
2,62
2,92
2,5
0,10
0,12
0,15
0,19
0,22
0,27
0,32
0,39
0,46
0,54
0,63
0,74
0,85
0,98
1,12
1,29
1,45
1,65
1,85
2,09
2,33
3
0,08
0,10
0,12
0,16
0,19
0,23
0,27
0,33
0,38
0,45
0,52
0,61
0,71
0,82
0,93
1,07
1,21
1,38
1,54
1,74
1,94
3,5
0,07
0,09
0,11
0,13
0,16
0,20
0,23
0,28
0,33
0,39
0,45
0,53
0,60
0,70
0,80
0,92
1,04
1,18
1,32
1,49
1,67
4
0,06
0,08
0,09
0,12
0,14
0,17
0,20
0,24
0,29
0,34
0,39
0,46
0,53
0,61
0,70
0,80
0,91
1,03
1,16
1,31
1,46
4,5
0,05
0,07
0,08
0,10
0,12
0,15
0,18
0,22
0,25
0,30
0,35
0,41
0,47
0,55
0,62
0,71
0,81
0,92
1,03
1,16
1,30
5
0,05
0,06
0,07
0,09
0,11
0,14
0,16
0,20
0,23
0,27
0,31
0,37
0,42
0,49
0,56
0,64
0,73
0,83
0,93
1,05
1,17
5,5
0,04
0,06
0,07
0,08
0,10
0,12
0,15
0,18
0,21
0,25
0,29
0,34
0,38
0,45
0,51
0,58
0,66
0,75
0,84
0,95
1,06
6
0,04
0,05
0,06
0,08
0,09
0,11
0,13
0,16
0,19
0,23
0,26
0,31
0,35
0,41
0,47
0,54
0,60
0,69
0,77
0,87
0,97
6,5
0,04
0,05
0,06
0,07
0,09
0,11
0,12
0,15
0,18
0,21
0,24
0,28
0,33
0,38
0,43
0,49
0,56
0,64
0,71
0,80
0,90
7
0,03
0,04
0,05
0,07
0,08
0,10
0,12
0,14
0,16
0,19
0,22
0,26
0,30
0,35
0,40
0,46
0,52
0,59
0,66
0,75
0,83
7,5
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
0,09
0,11
0,13
0,15
0,18
0,21
0,25
0,28
0,33
0,37
0,43
0,48
0,55
0,62
0,70
0,78
8
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
0,09
0,10
0,12
0,14
0,17
0,20
0,23
0,26
0,31
0,35
0,40
0,45
0,52
0,58
0,65
0,73
8,5
0,03
0,04
0,04
0,05
0,07
0,08
0,10
0,11
0,13
0,16
0,18
0,22
0,25
0,29
0,33
0,38
0,43
0,49
0,55
0,62
0,69
9
0,03
0,03
0,04
0,05
0,06
0,08
0,09
0,11
0,13
0,15
0,17
0,20
0,24
0,27
0,31
0,36
0,40
0,46
0,51
0,58
0,65
9,5
0,03
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
0,09
0,10
0,12
0,14
0,17
0,19
0,22
0,26
0,29
0,34
0,38
0,43
0,49
0,55
0,61
10
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
0,08
0,10
0,11
0,14
0,16
0,18
0,21
0,25
0,28
0,32
0,36
0,41
0,46
0,52
0,58
6
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Продолжение П.1
i-C5H12
T
109
P,
атм
00С
50С
100С
150С
200С
250С
300С
350С
400С
450С
500С
550С
600С
650С
700С
750С
800С
850С
900С
950С
1000С
1
0,341
0,4285
0,516
0,636
0,756
0,916
1,076
1,284
1,492
1,757
2,022
2,353
2,684
3,09
3,496
3,987
4,478
5,063
5,648
6,334
7,02
1,5
0,23
0,29
0,34
0,42
0,50
0,61
0,72
0,86
0,99
1,17
1,35
1,57
1,79
2,06
2,33
2,66
2,99
3,38
3,77
4,22
4,68
2
0,17
0,21
0,26
0,32
0,38
0,46
0,54
0,64
0,75
0,88
1,01
1,18
1,34
1,55
1,75
1,99
2,24
2,53
2,82
3,17
3,51
2,5
0,14
0,17
0,21
0,25
0,30
0,37
0,43
0,51
0,60
0,70
0,81
0,94
1,07
1,24
1,40
1,59
1,79
2,03
2,26
2,53
2,81
3
0,11
0,14
0,17
0,21
0,25
0,31
0,36
0,43
0,50
0,59
0,67
0,78
0,89
1,03
1,17
1,33
1,49
1,69
1,88
2,11
2,34
3,5
0,10
0,12
0,15
0,18
0,22
0,26
0,31
0,37
0,43
0,50
0,58
0,67
0,77
0,88
1,00
1,14
1,28
1,45
1,61
1,81
2,01
4
0,09
0,11
0,13
0,16
0,19
0,23
0,27
0,32
0,37
0,44
0,51
0,59
0,67
0,77
0,87
1,00
1,12
1,27
1,41
1,58
1,76
4,5
0,08
0,10
0,11
0,14
0,17
0,20
0,24
0,29
0,33
0,39
0,45
0,52
0,60
0,69
0,78
0,89
1,00
1,13
1,26
1,41
1,56
5
0,07
0,09
0,10
0,13
0,15
0,18
0,22
0,26
0,30
0,35
0,40
0,47
0,54
0,62
0,70
0,80
0,90
1,01
1,13
1,27
1,40
5,5
0,06
0,08
0,09
0,12
0,14
0,17
0,20
0,23
0,27
0,32
0,37
0,43
0,49
0,56
0,64
0,72
0,81
0,92
1,03
1,15
1,28
6
0,06
0,07
0,09
0,11
0,13
0,15
0,18
0,21
0,25
0,29
0,34
0,39
0,45
0,52
0,58
0,66
0,75
0,84
0,94
1,06
1,17
6,5
0,05
0,07
0,08
0,10
0,12
0,14
0,17
0,20
0,23
0,27
0,31
0,36
0,41
0,48
0,54
0,61
0,69
0,78
0,87
0,97
1,08
7
0,05
0,06
0,07
0,09
0,11
0,13
0,15
0,18
0,21
0,25
0,29
0,34
0,38
0,44
0,50
0,57
0,64
0,72
0,81
0,90
1,00
7,5
0,05
0,06
0,07
0,08
0,10
0,12
0,14
0,17
0,20
0,23
0,27
0,31
0,36
0,41
0,47
0,53
0,60
0,68
0,75
0,84
0,94
8
0,04
0,05
0,06
0,08
0,09
0,11
0,13
0,16
0,19
0,22
0,25
0,29
0,34
0,39
0,44
0,50
0,56
0,63
0,71
0,79
0,88
8,5
0,04
0,05
0,06
0,07
0,09
0,11
0,13
0,15
0,18
0,21
0,24
0,28
0,32
0,36
0,41
0,47
0,53
0,60
0,66
0,75
0,83
9
0,04
0,05
0,06
0,07
0,08
0,10
0,12
0,14
0,17
0,20
0,22
0,26
0,30
0,34
0,39
0,44
0,50
0,56
0,63
0,70
0,78
9,5
0,04
0,05
0,05
0,07
0,08
0,10
0,11
0,14
0,16
0,18
0,21
0,25
0,28
0,33
0,37
0,42
0,47
0,53
0,59
0,67
0,74
10
0,03
0,04
0,05
0,06
0,08
0,09
0,11
0,13
0,11
0,18
0,20
0,24
0,27
0,31
0,35
0,40
0,45
0,51
0,56
0,63
0,70
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Продолжение П.1
n-C6H14
T
110
P,
атм
00С
50С
100С
150С
200С
250С
300С
350С
400С
450С
500С
550С
600С
650С
700С
750С
800С
850С
900С
950С
1000С
1
0,06
0,08
0,1
0,13
0,16
0,203
0,246
0,307
0,368
0,4505
0,533
0,6435
0,754
0,8971
1,0402
1,2229
1,4056
1,6345
1,8634
2,1457
2,428
1,5
0,040
0,053
0,067
0,087
0,107
0,135
0,164
0,205
0,245
0,300
0,355
0,429
0,503
0,598
0,693
0,815
0,937
1,090
1,242
1,430
1,619
2
0,030
0,040
0,050
0,065
0,080
0,102
0,123
0,154
0,184
0,225
0,267
0,322
0,377
0,449
0,520
0,611
0,703
0,817
0,932
1,073
1,214
2,5
0,024
0,032
0,040
0,052
0,064
0,081
0,098
0,123
0,147
0,180
0,213
0,257
0,302
0,359
0,416
0,489
0,562
0,654
0,745
0,858
0,971
3
0,020
0,027
0,033
0,043
0,053
0,068
0,082
0,102
0,123
0,150
0,178
0,215
0,251
0,299
0,347
0,408
0,469
0,545
0,621
0,715
0,809
3,5
0,017
0,023
0,029
0,037
0,046
0,058
0,070
0,088
0,105
0,129
0,152
0,184
0,215
0,256
0,297
0,349
0,402
0,467
0,532
0,613
0,694
4
0,015
0,020
0,025
0,033
0,040
0,051
0,062
0,077
0,092
0,113
0,133
0,161
0,189
0,224
0,260
0,306
0,351
0,409
0,466
0,536
0,607
4,5
0,013
0,018
0,022
0,029
0,036
0,045
0,055
0,068
0,082
0,100
0,118
0,143
0,168
0,199
0,231
0,272
0,312
0,363
0,414
0,477
0,540
5
0,012
0,016
0,020
0,026
0,032
0,041
0,049
0,061
0,074
0,090
0,107
0,129
0,151
0,179
0,208
0,245
0,281
0,327
0,373
0,429
0,486
5,5
0,011
0,015
0,018
0,024
0,029
0,037
0,045
0,056
0,067
0,082
0,097
0,117
0,137
0,163
0,189
0,222
0,256
0,297
0,339
0,390
0,441
6
0,010
0,013
0,017
0,022
0,027
0,034
0,041
0,051
0,061
0,075
0,089
0,107
0,126
0,150
0,173
0,204
0,234
0,272
0,311
0,358
0,405
6,5
0,009
0,012
0,015
0,020
0,025
0,031
0,038
0,047
0,057
0,069
0,082
0,099
0,116
0,138
0,160
0,188
0,216
0,251
0,287
0,330
0,374
7
0,009
0,011
0,014
0,019
0,023
0,029
0,035
0,044
0,053
0,064
0,076
0,092
0,108
0,128
0,149
0,175
0,201
0,234
0,266
0,307
0,347
7,5
0,008
0,011
0,013
0,017
0,021
0,027
0,033
0,041
0,049
0,060
0,071
0,086
0,101
0,120
0,139
0,163
0,187
0,218
0,248
0,286
0,324
8
0,008
0,010
0,013
0,016
0,020
0,025
0,031
0,038
0,046
0,056
0,067
0,080
0,094
0,112
0,130
0,153
0,176
0,204
0,233
0,268
0,304
8,5
0,007
0,009
0,012
0,015
0,019
0,024
0,029
0,036
0,043
0,053
0,063
0,076
0,089
0,106
0,122
0,144
0,165
0,192
0,219
0,252
0,286
9
0,007
0,009
0,011
0,014
0,018
0,023
0,027
0,034
0,041
0,050
0,059
0,072
0,084
0,100
0,116
0,136
0,156
0,182
0,207
0,238
0,270
9,5
0,006
0,008
0,011
0,014
0,017
0,021
0,026
0,032
0,039
0,047
0,056
0,068
0,079
0,094
0,109
0,129
0,148
0,172
0,196
0,226
0,256
10
0,006
0,008
0,010
0,013
0,016
0,020
0,025
0,031
0,037
0,045
0,053
0,064
0,075
0,090
0,104
0,122
0,141
0,163
0,186
0,215
0,243
8
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Продолжение П.1
N2
T
111
P,
атм
00С
50С
100С
150С
200С
250С
300С
350С
400С
450С
500С
550С
600С
650С
700С
750С
800С
850С
900С
950С
1000С
1
450,8
469,55
488,3
507,15
526
544,9
563,8
582,7
601,6
620,4
639,2
657,95
676,7
695,35
714
732,5
751
769,5
788
806
824
1,5
300,5
313,0
325,5
338,1
350,7
363,3
375,9
388,5
401,1
413,6
426,1
438,6
451,1
463,6
476,0
488,3
500,7
513,0
525,3
537,3
549,3
2
225,4
234,8
244,2
253,6
263,0
272,5
281,9
291,4
300,8
310,2
319,6
329,0
338,4
347,7
357,0
366,3
375,5
384,8
394,0
403,0
412,0
2,5
180,3
187,8
195,3
202,9
210,4
218,0
225,5
233,1
240,6
248,2
255,7
263,2
270,7
278,1
285,6
293,0
300,4
307,8
315,2
322,4
329,6
3
150,3
156,5
162,8
169,1
175,3
181,6
187,9
194,2
200,5
206,8
213,1
219,3
225,6
231,8
238,0
244,2
250,3
256,5
262,7
268,7
274,7
3,5
128,8
134,2
139,5
144,9
150,3
155,7
161,1
166,5
171,9
177,3
182,6
188,0
193,3
198,7
204,0
209,3
214,6
219,9
225,1
230,3
235,4
4
112,7
117,4
122,1
126,8
131,5
136,2
141,0
145,7
150,4
155,1
159,8
164,5
169,2
173,8
178,5
183,1
187,8
192,4
197,0
201,5
206,0
4,5
100,2
104,3
108,5
112,7
116,9
121,1
125,3
129,5
133,7
137,9
142,0
146,2
150,4
154,5
158,7
162,8
166,9
171,0
175,1
179,1
183,1
5
90,2
93,9
97,7
101,4
105,2
109,0
112,8
116,5
120,3
124,1
127,8
131,6
135,3
139,1
142,8
146,5
150,2
153,9
157,6
161,2
164,8
5,5
82,0
85,4
88,8
92,2
95,6
99,1
102,5
105,9
109,4
112,8
116,2
119,6
123,0
126,4
129,8
133,2
136,5
139,9
143,3
146,5
149,8
6
75,1
78,3
81,4
84,5
87,7
90,8
94,0
97,1
100,3
103,4
106,5
109,7
112,8
115,9
119,0
122,1
125,2
128,3
131,3
134,3
137,3
6,5
69,4
72,2
75,1
78,0
80,9
83,8
86,7
89,6
92,6
95,4
98,3
101,2
104,1
107,0
109,8
112,7
115,5
118,4
121,2
124,0
126,8
7
64,4
67,1
69,8
72,5
75,1
77,8
80,5
83,2
85,9
88,6
91,3
94,0
96,7
99,3
102,0
104,6
107,3
109,9
112,6
115,1
117,7
7,5
60,1
62,6
65,1
67,6
70,1
72,7
75,2
77,7
80,2
82,7
85,2
87,7
90,2
92,7
95,2
97,7
100,1
102,6
105,1
107,5
109,9
8
56,4
58,7
61,0
63,4
65,8
68,1
70,5
72,8
75,2
77,6
79,9
82,2
84,6
86,9
89,3
91,6
93,9
96,2
98,5
100,8
103,0
8,5
53,0
55,2
57,4
59,7
61,9
64,1
66,3
68,6
70,8
73,0
75,2
77,4
79,6
81,8
84,0
86,2
88,4
90,5
92,7
94,8
96,9
9
50,1
52,2
54,3
56,4
58,4
60,5
62,6
64,7
66,8
68,9
71,0
73,1
75,2
77,3
79,3
81,4
83,4
85,5
87,6
89,6
91,6
9,5
47,5
49,4
51,4
53,4
55,4
57,4
59,3
61,3
63,3
65,3
67,3
69,3
71,2
73,2
75,2
77,1
79,1
81,0
82,9
84,8
86,7
10
45,1
47,0
48,8
50,7
52,6
54,5
56,4
58,3
60,2
62,0
63,9
65,8
67,7
69,5
71,4
73,3
75,1
77,0
78,8
80,6
82,4
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Окончание П.1
CO2
T
112
P,
атм
00С
50С
100С
150С
200С
250С
300С
350С
400С
450С
500С
550С
600С
650С
700С
750С
800С
850С
900С
950С
1000С
1
97,72
121,91
146,1
179,3
212,5
257
301,5
359,95
418,4
493,65
568,9
664,15
759,4
878,05
996,7
1142,45
1288,2
1464,9
1641,6
1853,25
2064,9
1,5
65,1
81,3
97,4
119,5
141,7
171,3
201,0
240,0
278,9
329,1
379,3
442,8
506,3
585,4
664,5
761,6
858,8
976,6
1094,4
1235,5
1376,6
2
48,9
61,0
73,1
89,7
106,3
128,5
150,8
180,0
209,2
246,8
284,5
332,1
379,7
439,0
498,4
571,2
644,1
732,5
820,8
926,6
1032,5
2,5
39,1
48,8
58,4
71,7
85,0
102,8
120,6
144,0
167,4
197,5
227,6
265,7
303,8
351,2
398,7
457,0
515,3
586,0
656,6
741,3
826,0
3
32,6
40,6
48,7
59,8
70,8
85,7
100,5
120,0
139,5
164,6
189,6
221,4
253,1
292,7
332,2
380,8
429,4
488,3
547,2
617,8
688,3
3,5
27,9
34,8
41,7
51,2
60,7
73,4
86,1
102,8
119,5
141,0
162,5
189,8
217,0
250,9
284,8
326,4
368,1
418,5
469,0
529,5
590,0
4
24,4
30,5
36,5
44,8
53,1
64,3
75,4
90,0
104,6
123,4
142,2
166,0
189,9
219,5
249,2
285,6
322,1
366,2
410,4
463,3
516,2
4,5
21,7
27,1
32,5
39,8
47,2
57,1
67,0
80,0
93,0
109,7
126,4
147,6
168,8
195,1
221,5
253,9
286,3
325,5
364,8
411,8
458,9
5
19,5
24,4
29,2
35,9
42,5
51,4
60,3
72,0
83,7
98,7
113,8
132,8
151,9
175,6
199,3
228,5
257,6
293,0
328,3
370,7
413,0
5,5
17,8
22,2
26,6
32,6
38,6
46,7
54,8
65,4
76,1
89,8
103,4
120,8
138,1
159,6
181,2
207,7
234,2
266,3
298,5
337,0
375,4
6
16,3
20,3
24,4
29,9
35,4
42,8
50,3
60,0
69,7
82,3
94,8
110,7
126,6
146,3
166,1
190,4
214,7
244,2
273,6
308,9
344,2
6,5
15,0
18,8
22,5
27,6
32,7
39,5
46,4
55,4
64,4
75,9
87,5
102,2
116,8
135,1
153,3
175,8
198,2
225,4
252,6
285,1
317,7
7
14,0
17,4
20,9
25,6
30,4
36,7
43,1
51,4
59,8
70,5
81,3
94,9
108,5
125,4
142,4
163,2
184,0
209,3
234,5
264,8
295,0
7,5
13,0
16,3
19,5
23,9
28,3
34,3
40,2
48,0
55,8
65,8
75,9
88,6
101,3
117,1
132,9
152,3
171,8
195,3
218,9
247,1
275,3
8
12,2
15,2
18,3
22,4
26,6
32,1
37,7
45,0
52,3
61,7
71,1
83,0
94,9
109,8
124,6
142,8
161,0
183,1
205,2
231,7
258,1
8,5
11,5
14,3
17,2
21,1
25,0
30,2
35,5
42,3
49,2
58,1
66,9
78,1
89,3
103,3
117,3
134,4
151,6
172,3
193,1
218,0
242,9
9
10,9
13,5
16,2
19,9
23,6
28,6
33,5
40,0
46,5
54,9
63,2
73,8
84,4
97,6
110,7
126,9
143,1
162,8
182,4
205,9
229,4
9,5
10,3
12,8
15,4
18,9
22,4
27,1
31,7
37,9
44,0
52,0
59,9
69,9
79,9
92,4
104,9
120,3
135,6
154,2
172,8
195,1
217,4
10
9,8
12,2
14,6
17,9
21,3
25,7
30,2
36,0
41,8
49,4
56,9
66,4
75,9
87,8
99,7
114,2
128,8
146,5
164,2
185,3
206,5
10
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Приложение 2
Составы нефти
113
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
CO2
0,25
0,36
0,03
0,03
0,16
0,17
0,05
0,55
0,44
0,09
0,08
1,54
0,95
0,17
0,21
0,21
0,23
0,65
0,83
0,20
0,17
0,10
0,00
0,11
0,04
N2
0,24
0,20
0,54
0,31
0,47
0,53
0,38
0,92
0,71
0,18
0,55
0,67
0,12
0,56
0,43
0,52
0,48
0,59
0,31
0,15
0,41
0,67
0,88
0,93
0,43
CH4
28,17
25,91
22,40
20,71
22,14
20,06
23,75
23,61
23,01
12,87
22,86
27,18
28,15
27,21
25,15
26,01
28,67
23,70
24,46
17,70
17,58
23,33
23,93
23,37
20,12
C2H6
1,64
2,16
1,70
2,14
2,26
1,86
4,16
2,97
4,25
0,94
2,20
8,43
5,00
1,44
2,10
2,36
2,68
3,83
3,12
3,51
2,56
0,88
1,19
0,84
0,64
C3H8
1,45
3,52
4,91
4,55
4,95
4,44
7,33
5,54
8,27
2,29
5,71
6,21
5,51
2,14
5,17
5,42
5,34
5,76
3,98
4,86
4,25
0,71
1,09
0,87
0,84
i-C4H10
1,11
1,19
1,96
1,70
2,00
2,29
0,97
1,90
1,61
1,15
1,68
0,71
0,72
1,69
2,20
1,90
1,62
1,24
1,40
1,27
1,76
0,68
1,03
0,93
0,91
11
н-C4H10
2,75
3,45
4,47
3,50
4,12
4,50
4,49
4,81
5,71
2,52
4,90
2,35
2,20
1,86
5,04
4,27
3,71
4,08
2,43
3,32
3,13
1,11
1,90
1,82
2,17
i-C5H12
1,29
2,10
1,98
1,50
2,24
2,36
1,47
1,98
2,03
1,80
2,19
1,01
0,79
1,41
2,12
1,90
1,68
1,86
1,28
1,45
1,71
1,21
1,61
1,41
1,48
н-C5H12
1,95
2,15
2,93
2,98
2,88
2,92
3,55
2,29
3,53
2,20
3,22
2,28
1,30
1,69
2,66
2,57
2,25
3,68
1,36
2,37
2,19
1,66
2,33
2,09
2,05
Остаток
61,15
58,96
59,08
62,58
58,79
60,87
53,85
55,43
50,44
75,96
56,61
49,62
55,26
61,83
54,92
54,84
53,34
54,61
60,83
65,17
66,24
69,65
66,04
67,63
71,32
Итого
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Приложение 3
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ЗАДАНИЕ
на курсовую работу по курсу «Сбор и подготовка скважинной продукции»
Ф.И.О. студента (студентки) __________________________________________________
Группа НР – ___ - ___
Дата выдачи задания: «___» _____________ 201__ г.
Срок представления работы: «___» _____________ 201__ г.
Тема курсовой работы: «Рассчитать материальный баланс _____________ производительностью ____ млн т/год по товарной нефти; годовая продолжительность - 350
дней; обводненность сырой нефти ____%мас.; содержание воды в нефти на выходе из
установки ____%мас; содержание углеводородов в товарной воде ____%мас. Давление
первой стадии сепарации ___ МПа; температура первой стадии сепарации ____ ОС,
давление второй стадии сепарации ____ МПа; температура второй стадии сепарации
20ОС, давление стадии отстаивания ____ МПа; температура стадии отстаивания
____ОС.»
Состав входящей нефти
№ п/п
Компонент смеси
Мольная доля
компонента в
нефти (z i/ ), %
мол.
Молекулярная
масса (М i ),
кг/кмоль
1
Диоксид углерода (СО 2 )
44
2
Азот (N2)
28
3
Метан (СН 4 )
16
4
Этан (С 2 Н 6 )
30
5
Пропан (С 3 Н 8 )
44
6
n-Бутан (n-С 4 Н 10 )
58
7
i-Бутан (i-С 4 Н 10 )
58
8
n-Пентан (n-С 5 Н 12 )
72
9
i-Пентан (i-С 5 Н 12 )
72
10
Гексан и выше (С 6 Н 14 +)
86

-
Перечень подлежащих разработке вопросов в расчетно-пояснительной записке:
 Рисунок принципиальной технологической схемы объекта и ее описание.
 Расчет материального баланса установки в целом и по стадиям.
 Описание и принцип действия типового аппарата.
Руководитель курсового
проектирования
_____________/_______________/
114
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технологии и оборудование: учебное пособие / Р. С. Сулейманов, А. Р. Хафизов, В. В. Шайдаков и др. – Уфа: «Нефтегазовое дело», 2007. – 450с.
2. Лутошкин Г. С. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа
и воды на промыслах: учеб. пособие для вузов / Г. С. Лутошкин,
И. И. Дунюшкин.– М.: Недра, 1985. – 135 с.
3. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки:
Справочник / Г. Г. Рабинович, П. М. Рябых, П. А Хохряков и др.; под ред.
Е. Н. Судака. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Химия, 1979. – 568 с.
4. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М.,
«Недра», 1974, 184 с.
5. Сбор, транспорт и подготовка нефти/ Н. М. Байков, Б. В. Колесников, П. И.Челпанов. - М., «Недра», 1975. - 317 с.
6. Скобло А. И., Молоканов Ю. К., Владимиров А. И., Щелкунов
В. А. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии: учебник
для ВУЗов.- 3-е изд., перераб. и доп. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр»,
2000. – 677 с.
7. Дунюшкин И. И. Сбор и подготовка скважинной продукции
нефтяных месторождений: учебное пособие. – М: ФГУП Изд-во «Нефть и
газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. – 320 с.
115
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Учебное издание
Леонтьев Сергей Александрович
Галикеев Руслан Маратович
Фоминых Олег Валентинович
РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ
СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
Редактор Г. Б. Мальцева
Подписано в печать 02.09.2010. Формат 60х90 1/16. Усл. печ. л. 7,25.
Тираж 500 экз. Заказ № 329.
Издательство государственного образовательного учреждения
высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет».
625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.
Отдел оперативной полиграфии издательства.
625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.
116
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
319
Размер файла
2 762 Кб
Теги
технологическая, установок, сбор, скважинная, система, 9468, продукции, расчет, подготовки
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа