Расчет технологических Установок системы сбора (стр. 5 )

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	Скорость, м/с
обводненность 70%	обводненность 90%
Гф =50 м3/т	Гф =100 м3/т	Гф =50 м3/т	Гф =100 м3/т
Вход в аппарат 406 мм	5,4	9,9	2,4	3,9
Выход газа 205 мм	17,5	35	5,5	11
Выход нефти 205 мм	1,2	0,4
Выход воды 305 мм	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, растут 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.

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 её 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 фильтр. Перепад давления на фильтре контролируется по техническим манометрам, установленным до и после фильтра.

Рис. 2.19. Центробежный насос типа ЦНС 105*294

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

Компо-нент	CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-С5H12	С6H14 +	Итого
% 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]:

, (3.1)

где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в равновесии с жидким остатком.; - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 0,8 МПа и температуре t = 20 0С).

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

, (3.2)

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

- мольная доля отгона.

Поскольку , то по уравнению (3.2) получим:

(3.3)

Уравнение (3.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии Gэ - 550000 тонн/год часовая производительность установки составит:

т/ч.

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	Мольная доля компонента в нефти ()	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
CO2	0,03	44	8,2
N2	0,54	28	81,5
CH4	22,4	16	19,3
С2Н6	1,7	30	3,5
С3Н8	4,91	44	1,1
изо-С4Н10	1,96	58	0,46
н-С4Н10	4,47	58	0,33
изо-С5Н12	1,98	72	0,14
н-С5Н12	2,93	72	0,11
С6Н14+	59,08	86	0,04
å	å100	~	-

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. 3.3.

Таблица 3.3

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 24,5	= 23,75	= 23
CO2	0,001	0,001	0,001
Азот N2	0,026	0,022	0,021
Метан CH4	0,928	0,820	0,775
Этан С2Н6	0,040	0,038	0,037
Пропан С3Н8	0,053	0,053	0,053
Изобутан изо-С4Н10	0,010	0,010	0,010
Н-бутан н-С4Н10	0,017	0,017	0,018
Изопентан изо-С5Н12	0,003	0,003	0,004
Н-пентан н-С5Н12	0,004	0,004	0,004
С6Н14 +	0,029	0,030	0,031
åYi	0,976	1,000	1,025

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. Расчёт приведён в табл. 3.4.