Расчет технологических Установок системы сбора (стр. 21 )

Отстой используется в случае высокообводнённой 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 её подогревом.

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

Rнсеп= Qнсеп/ Qсеп)

Rнсеп = ,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:

.

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,,75 = 192,58 т/ч;

- вода – 0,05.Qнот= 0,,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.

Правильность расчёта материального баланса блока отстоя определяется выполнением условия:

åQсеп = åQiот

åQсеп= Qсеп = 267,05 кг/ч;

åQiот= 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	Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия, в том числе: нефть вода	72,14 27,86	192,65 74,40	1618251 625000	Некондиционная нефть, в том числе: нефть вода	75,91 95 5	192,58 10,14	1617711 85143
Всего	100	202,72	1702853
Пластовая вода, в том числе: вода нефть	24,09 99,9 0,1	64,27 0,06	539857 540
Всего	100	63,43	540398
Итого	100,0	267,05	2243251	Итого	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,,72 = 192,58 т/ч;

- вода – 0,05.Qнот= 0,,72 = 10,14 т/ч.

После процесса обессоливания и окончательного обезвоживания состав потока на выходе из блока электродегидраторов должен соответствовать согласно требованиям ГОСТ Р :

товарная нефть: вода – 0,2%; нефть – 99,8%;

пластовая вода: нефть – 0,5%; вода – 99,5%.

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

т/ч,

т/ч.

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 = 0,9,92 = 192,54 т/ч

- вода – 0,002.Qндег = 0,0,92 = 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.

Расчёт материального баланса электродегидраторов выполнен правильно при соблюдении равенства:

åQiдо дег = åQiпосле дег

åQiдо дег=Qнот= 202,72 кг/ч;

åQiпосле дег=Qндег+Qвдег

Qндег+Qвдег = 192,92 + 9,80 = 202,72 кг/ч.

Равенство соблюдается.

Данные заносим в табл. 3.53.

Таблица 3.53

Материальный баланс блока электродегидраторов

Приход	Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Неконденсированная нефть, в том числе: нефть вода	95 5	192,58 10,14	5489,08 609,90	Товарная нефть, в том числе: нефть вода	99,8 0,2	192,54 0,39	10 3241,1
Всего	100	192,92	11
Пластовая вода, в том числе: вода нефть	99,5 0,5	9,75 0,05	81901,6 411,6
Всего	100	9,80	82313,2
Итого	100	202,72	1702853	Итого	100	202,72	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	Мольная доля компонента в нефти ()	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
СО2	0,13	44	87
N2	0,01	28	718
CH4	1,89	16	190
С2Н6	1,60	30	40
С3Н8	6,65	44	12,5
изо-С4Н10	1,82	58	5
н-С4Н10	6,85	58	3,3
изо-С5Н12	2,73	72	1,4
н-С5Н12	4,84	72	1,15
С6Н14+	73,47	86	0,38
å	100,00	~	-

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

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие

.

Подбор величины приводится в табл. 3.55.

Таблица 3.55

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 22,25	= 23
СО2	0,006	0,005
Азот N2	0,0004	0,000
Метан CH4	0,084	0,081
Этан С2Н6	0,066	0,064
Пропан С3Н8	0,234	0,228
Изобутан изо-С4Н10	0,048	0,047

Окончание табл. 3.55