Сбор и подготовка нефти

В таблице 5.2.5 приведены данные по трём потокам поступающим на УПН “Канибадам”, а также расчёт молярного состава получившейся в результате смешения этих потоков смеси.

Молярный состав компонентов после перемешивания  трёх потоков определяем по формуле /6/:

,                               (5)

где  α_ij - молярная доля i-го компонента j-го потока, %;                                   Q_жj - расход жидкости j-го потока, м³/сут;                                                   n_вj - обводнённость j-го потока;                                                                       Г_j - газовый фактор j-го потока, м³/м³.                                                             В результате проведённых расчётов получили:

  Таблица 5.2.5

Компоненты	Анализ пластовой смеси Zi,%			Смесь
	УПС "Айритан"	УПС "Ниязбек"	УПС "Рават"
СH4	0,020	0,015	0,024	0,020
С2H6	0,020	0,016	0,018	0,018
С3H8	0,042	0,038	0,046	0,042
i-С4H8	0,039	0,041	0,037	0,039
С4H8	0,063	0,051	0,057	0,057
i-С5H12	0,067	0,051	0,071	0,064
С5H12	0,040	0,037	0,036	0,038
С6H14	0,164	0,138	0,149	0,150
С7 и выше	0,544	0,612	0,56	0,571
N2	0,000	0,001	0,001	0,001
С02	0,001	0	0,001	0,001
Сумма	1,000	1,000	1,000	1,000
Расход жидкости, м3/сут	3458,4	2717,5	5278,8	11454,7
Газовый фактор, м3/м3	295,58	331,54	176,12
Обводнённость, %	0,45	0,38	0,51

 

    Далее все расчёты ведём для получившегося после смешения потока.

 

Таблица 5.2.6  Расчёт состава нефти и газа во второй ступени сепарации

Компо-ненты	Анализ пластовой  смеси Zi	Кi	Молекуляр-ная  масса	N=	0,0135	L=	0,9866	Состав смеси  газа,Yi = Xi * Ki	Доля компонента в массе газа
				Xi = Zi /(L + Ki*N)
СH4	0,020	54,8	16	0,012				0,632	10,117
С2H6	0,018	8,3	30	0,016				0,136	4,090
С3H8	0,042	2,24	44	0,042				0,093	4,102
i-С4H8	0,039	0,71	58	0,039				0,028	1,602
С4H8	0,057	0,568	57	0,057				0,032	1,852
i-С5H12	0,064	0,214	72	0,064				0,014	0,993
С5H12	0,038	0,164	72	0,038				0,006	0,449
С6H14	0,150	0,038	86	0,152				0,006	0,497
С7 и выше	0,571	0,0094	267	0,579				0,005	1,452
N2	0,001	211,6	28	0,000				0,043	1,206
С02	0,001	21,4	44	0,001				0,014	0,600
Сумма	1,000	-	-	1,000				1,010	26,960

 

5.2.7 Параметры  жидкости после второй ступени  сепарации

Компоненты	Состав жидкой фазы, Xi	Число молей  ж-ти на моль смеси, Li*Xi	Молярный объём  ж-ти, см3/см	Объём ж-ти из одногомоля смеси, см3, Li*Xi*молек.масса	Масса ж-ти L*Xi*молек.масса
СH4	0,012	0,011	53,4	0,616	0,182
С2H6	0,016	0,016	80,6	1,324	0,486
С3H8	0,042	0,041	87	3,621	1,807
i-С4H8	0,039	0,038	103,4	4,021	2,225
С4H8	0,057	0,056	99,6	5,698	3,217
i-С5H12	0,064	0,064	115,7	7,457	4,578
С5H12	0,038	0,038	114,6	4,356	2,700
С6H14	0,152	0,150	130	19,781	12,910
С7 и выше	0,579	0,571	298,3	172,619	152,429
N2	0,000	0,000	61,2	0,012	0,006
С02	0,001	0,001	87	0,055	0,028
Сумма	1,000	0,986	-	219,562	180,567

  Плотность  нефти после второй ступени  сепарации равна:

 кг/м³

Газовый фактор:

 м³/м³

 

Таблица 5.2.8  Расчёт состава нефти и газа в третей ступени сепарации

Компо-ненты	Анализ пластовой  смеси Zi	Кi	Молекуляр-ная масса	N=	0,0378	L=	0,9622	Состав смеси  газа,Yi = Xi * Ki	Доля компонента в массе газа
				Xi = Zi /(L + Ki*N)
СH4	0,012	190	16	0,001				0,269	4,307
С2H6	0,016	40	30	0,007				0,266	7,966
С3H8	0,042	12,5	44	0,029				0,363	15,956
i-С4H8	0,039	5	58	0,034				0,169	9,797
С4H8	0,057	3,3	57	0,053				0,174	9,901
i-С5H12	0,064	1,4	72	0,063				0,089	6,400
С5H12	0,038	1,15	72	0,038				0,043	3,130
С6H14	0,152	0,38	86	0,156				0,059	5,092
С7 и выше	0,579	0,053	267	0,600				0,032	8,493
N2	0,000	718	28	0,000				0,005	0,146
С02	0,001	87	44	0,000				0,013	0,574
Сумма	1,000	-	-	0,981				1,482	71,761

 

 

 

 

 

 

Таблица 5.2.9  Параметры жидкости после второй ступени сепарации

Компо-ненты	Состав жидкой фазы, Xi	Число молей  ж-ти на моль смеси, Li*Xi	Молярный объём  ж-ти, см3/см	Объём ж-ти из одного моля смеси, см3, Li*Xi*молек. масса	Масса ж-ти L*Xi*молек.масса
СH4	0,001	0,001	53,4	0,076	0,022
С2H6	0,007	0,006	80,6	0,535	0,192
С3H8	0,029	0,028	87	2,524	1,228
i-С4H8	0,034	0,033	103,4	3,493	1,885
С4H8	0,053	0,051	99,6	5,243	2,887
i-С5H12	0,063	0,061	115,7	7,346	4,398
С5H12	0,038	0,036	114,6	4,332	2,619
С6H14	0,156	0,150	130	20,256	12,894
С7 и выше	0,600	0,577	298,3	179,028	154,186
N2	0,000	0,000	61,2	0,000	0,000
С02	0,000	0,000	87	0,013	0,006
Сумма	0,981	0,944	-	222,845	180,317

 

  Плотность нефти после третьей ступени:

 кг/м³

Газовый фактор:

 м³/м³ 

 

Молярная масса  нефти определяется по формуле:

.                                            (6)

Молярная масса  газа определяется по формуле:

                                          .                                                 (7)                 

 

 

Плотность газа определяем по формуле :

,                                                  (8)

Результаты расчётов приведены в таблице 5.2 .10

 

Таблица 5.2.10 Свойства газа и нефти в результате трёхступенчатой сепарации

	Плотность, кг/м3	Газовый фактор, м3/м3	Молярная масса, кг/кмоль
Нефть:
- пластовая	900	-	162,36
- после 1-й ступени	826,35	42,21	175,75
- после 2-й  ступени	833,61	1,51	183,03
- после 3-й  ступени	840,94	6,29	187,40
Газ:
- после 1-й  ступени	1,0629	-	23,82
- после 2-й  ступени	1,2030	-	26,96
- после 3-й  ступени	3,2021	-	71,76

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

     6 РАСЧЕТ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕПАРАТОРА  НА ПРОПУСКНУЮ СПОСОБНОСТЬ

Расчет вертикального  гравитационного   сепаратора по газу. Выпадение капелек и твердых частиц из газа в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам:  вследствие резкого снижения скорости газового потока и вследствие разности плотностей газовой и жидкой (твердой) фаз.

Для эффективной сепарации необходимо, чтобы расчетная скорость движения газового потока в сепараторе была меньше скорости осаждения жидких и  твердых частиц, движущихся под действием силы тяжести во встречном потоке газа, т. е. Скорость подъема газа в вертикальном сепараторе (м/с) с учетом рабочих условий определяется из выражения (2).

Скорость осаждения  капельки жидкости (твердой частицы), имеющей форму можно определять по формуле Стокса (3)

 

Формула определения  числа Рейнольдса:

        Re= υD / ν = QD / F ν = 4Q / πDν = 4Qρ / πDµ ;         (1)

Q – расход жидкости, м³/с;                                                                                          F – площадь сечения трубы, м²;                                                                                    ν - кинематическая вязкость жидкости, м²/с;                                                                             D – внутренний диаметр трубопровода, м;                                                                                        µ - динамическая вязкость жидкости, мПа*с.

 Определение скорости подъема газа в вертикальном сепараторе:

                       V= 86400υ_г*0,785*D2*ρ*T₀ / z*ρ_н*T                            (2)

υ_г – скорость восходящего потока газа, м/с;                                                                            D- внутренний диаметр сепаратора, м;                                                                                 ρ_н – плотность нефти, кг/м³;                                                                                                      T₀ – 373 K;                                                                                                                                        z- коэффициент сжимаемости;                                                                                              T- температура в сепараторе, К.

Скорость осаждения  твердой частицы определяется по след. формуле:

                               U_o.ч= d²*(ρ_н- ρ_г)*g / 18* ν_г* ρ_г                                         (3)

d-расчетный диаметр частицы, м;                                                                                    ρ_н – плотность нефти, кг/м³;                                                                                                  ρ_г – плотность газа, кг/м³;                                                                                                            ν_г - кинематическая вязкость газа, м²/с;                                                                                   g-ускорение свободного падения, м/с².              

Если за положительное  направление принимается направление  падения частицы в газовом потоке вниз, то она выпадет при скорости:

U_o.ч = 1.2*υ_г                            (4)

Плотность газа определяется по следующей формуле:

                            ρ_{г =} ρ_op/p₀*T/T₀*1/z                  (5)

ρ_г – плотность газа, кг/м³;                                                                                                         p и p₀ – соответственно давление в сепараторе и давление при нормальных условиях, Па;                                                                                                                                T и T₀ – абсолютная нормальная температура, (T₀=273) и абсолютная температура в сепараторе (T=273+t), К;                                                                                        z – коэффициент учитывающий отклонение реальных газов от идеального.