Расчет сепарации газа в предлагаемом дополнительном газонефтяном сепараторе в установке первой ступени подготовки газа (УКПГ-2) - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

В данной части дипломной работы представлен расчет подбора горизонтального газонефтяного сепаратора, предлагаемого в качестве дополнительного в состав установки первой ступени подготовки газа УКПГ-2, используемой на месторождении Карачаганак для одной технологической линии.

В качестве газонефтяного сепаратора первой ступени принят сепаратор конструкции ЦКБН.

Согласно данным, полученным в период практики в компании "КПО Б. В." в 2006 г., на УКПГ-2 (на двух технологических линиях) перерабатывается до 7500 тонн конденсата в сутки, при этом извлекается до 11,1 миллионов м3 газа. Из этого следует, что максимальная нагрузка по жидкости для одной технологической линии составляет 3750 т/сут.

Техническим заданием определены следующие требования к оборудованию: максимальная нагрузка по жидкости до 3750 т/сут, обводненность скважинной продукции в пределах 5%, рабочее давление в сепараторе 7,5 МПа, максимальная температура 43ЄС. Диаметр, длина и масса сепаратора подлежат подбору в результате проведенных расчетов.

Давление насыщения пластовой нефти pS = 20,4 МПа, пластовая температура 43ЄС, газонасыщенность 1667 м3/т (объем газа приведен к нормальным условиям), плотность сепарированной нефти 848,3 кг/м3 и вязкость 8 мПа*с (плотность и вязкость сепарированной нефти при стандартных условиях). Объемный состав газа однократного разгазирования нефти при 20ЄС до атмосферного давления (%): двуокись углерода - 0,61; азот - 15,03; метан - 45,12; этан - 35,18; пропан - 2,81; изобутан - 0,54; н-бутан - 0,42; изо-пентан - 0,23; н-пентан - 0,05; гексан - 0,01. Относительная плотность газа (по воздуху) 1,169.

Решение: Для выбора сепаратора в исходных данных заданы нагрузка по жидкости и рабочее давление. Следовательно, необходимо определить ожидаемую нагрузку на сепаратор по газу. Для этого рассчитывается количество нефтяного газа при давлении 7,5 МПа и температуре 43ЄС. Так как экспериментальная кривая контактного разгазирования нефти неизвестна, но известен состав выделившегося газа, то можно использовать формулу (1.1) для расчета состава смеси, поступающей в сепаратор, по формуле (1.2) рассчитать молярную долю газообразной фазы. Затем по формуле (1.3) определяется состав выделившегося газа и рассчитывается его молекулярная масса. Зная молекулярные массы нефти и газа можно решить поставленную задачу.

Находится состав смеси, поступающей в сепаратор по формуле (1.1):

(1.1)

Где NIНГ; NIr - молярные доли i-го компонента в смеси, поступающей в сепаратор, и в выделившемся газе соответственно;

МН - динамическая вязкость сепарированной нефти при ст. у., мПа*с;

Г0 - газонасыщенность пластовой нефти (объем газа в ст. у.), м3/м3;

KI -- константа фазового равновесия i-ro компонента в ст. у.

Газонасыщенность рассчитываем из исходной газонасыщенности и плотности нефти:

Го = 1667 *10-3 * 848,3 .

Рассчитываем молярную доля двуокиси углерода в смеси:

Соответственно молярная доля азота в смеси равна:

Результаты аналогичных расчетов для других компонентов представлены в таблице 1.4.1.

Таблица 1.4.1

Расчетный состав смеси на входе в сепаратор

Компоненты

Константа фазового равновесия

Молярная доля компонента в газе однократного разгазирования

Молярная доля компонента в смеси

CO2

71

0,0061

0.0057

N2

635

0,1503

0.1398

СH4

174

0,4512

0.4196

C2H6

29

0,3518

0.3272

C3H8

8

0,0281

0.0261

I-C4H10

2,8

0,0054

0.0050

C4H10

2,0

0,0042

0.0039

I-C5H12

0,8

0,0023

0.0021

C5H12

0,6

0,0005

0.0005

C6H14

0,18

0,0001

0.0001

Остаток

-

0,0700

?1,000

Для решения уравнения фазовых равновесий применительно к условиям в газонефтяном сепараторе, т. е. давлению равновесия 7,5 МПа и температуре 43ЄС необходимо знать константы фазового равновесия компонентов, которые могут быть рассчитаны следующим образом. Например, константа фазового равновесия двуокиси углерода при давлении 7,5 МПа и температуре 43ЄС равна:

, (1.2)

Где б1= б2=

Результаты аналогичных расчетов для других компонентов представлены в таблице 1.4.2.

Таблица 1.4.2

Составы нефти и газа в газообразном сепараторе первой ступени при температуре 43ОС и давлении 7,5 МПа

Компоненты

Молярный состав смеси на входе в сепаратор

Константы фазового равновесия

Молярные составы, %

Нефти

Газа

Расчет-

Ный

Откоррек-

Тированный

Расчет

Ный

Откоррек-

Тированный

CO2

0.0057

13,56

0,06

0,06

0,77

0,77

N2

0.1398

127,20

0,17

0,16

21,22

21,23

СH4

0.4196

32,09

1,23

1,22

39,62

39,63

C2H6

0.3272

5,77

3,81

3,80

21,97

21,98

C3H8

0.0261

1,61

8,19

8,19

13,18

13,18

I-C4H10

0.0050

0,64

1,61

1,61

1,03

1,03

C4H10

0.0039

0,50

1,51

1,51

0,75

0,75

I-C5H12

0.0021

0,177

2,75

2,75

0,49

0,49

C5H12

0.0005

0,174

3,46

3,46

0,60

0,60

C6H14

0.0001

0,048

7,18

7,18

0,34

0,34

Остаток

0,0700

0

70,06

70,06

0

0

?1,0000

?100,03

?100,00

?99,97

?100,00

Зная состав смеси, поступающей в сепаратор, и константы фазового равновесия компонентов, можно решить уравнение фазовых равновесий методом последовательных приближений. При молярных долях газообразной фазы в смеси NV = 0,5; 0,25; 0,35; 0,30; 0,29; 0,29; 0,285; 0288; 0,287 значения левой части уравнения соответственно равны: -0,6437; 0,1364; -0,2021; -0,0416; -0,0108; 0,0565; -0,0039; -0,0004. Принимаем NV = 0,287.

Например, расчетная молярная доля метана в нефти равна:

После корректировки состава, вызванной ошибками округлений, принимаем молярную долю метана в нефти равной 1,22 % (см. табл. 1.2). Молярную долю метана в газе определяем и расчитываем по формуле:

NCH4Г = NCH4ж * KCH4 = 1,23*32,09 = 39,62 %,

И после соответствующей корректировки принимают равной 39,63%.

Молярная доля газообразной фазы в сепараторе равна

(1.3)

Где nГ, nН - количество молей газа и нефти соответственно.

А для нахождения количества молей газа и нефти рассчитывается молекулярная масса газа и нефти.

Рассчитывается молярная масса сепарированной нефти:

МН = 200*848,3*10-3*80,11=213 кг/кмоль.

Оцениваем молярную массу остатка по формуле института Гипровостокнефть:

МО = 1,011*МН+60 = 1,011*213+60 = 275 кг/кмоль.

Зная состав нефти в сепараторе и молярные массы компонентов, находим молярную массу нефти в газонефтяном сепараторе:

МН(р) = ?МINIН, (1.4)

Где МI - молярная масса i-го компонента нефти, кг/кмоль;

NIН - молярная доля i-го компонента в нефти.

Подставляя данные таблицы 1.2, получаем:

МН (р) = 44,01*0,0006 + 28,02*0,0016 + 16,04*0,0122 + 275*0,7006 = 210 кг/кмоль.

Аналогично определяем молярную массу газа в газонефтяном сепараторе

(1.5)

Где n - число компонентов в нефти.

В газе их на единицу меньше так как принимается, что в нефти содержится нелетучий компонент - остаток;

NIГ-- молярная доля i-гo компонента в газе.

Из данных таблицы 1.2 получим:

Мг (р) = 44,01*0,0077 + 28,02*0,2123 + 16,04*0,3963 +... + + +86,17*0,0034 = 27,2 кг/кмоль.

Так как масса вещества равна произведению числа молей вещества на его молярную массу, то масса нефти и газа в сепараторе соответственно равна:

MН = nHMH(p), (1.6)

MГ = nГMГ(p), (1.7)

Следовательно, на единицу массы нефти в сепараторе содержится газа:

(1.8)

Из формулы (1.3) следует:

NГ = 1,512*NH, (1.9)

Подставляя (1.9) в (1.8), получаем:

кг/кг.

Так как максимальная нагрузка на сепаратор по жидкости, обводненной до 5 %, равна 3750 т/сут, то нефти в ней содержится 3750*0,95 = 3563 т/сут. То есть, в сепаратор поступает 3563*848,3 = 4200 м3/сут нефти.

Количество воды составляет 3750*0,05=187,5 т/сут (м3/сут). Следовательно, объем жидкости (конденсат, нефть и свободная вода), поступающей в сепаратор, составляет 4200+187,5=4387,5 м3/сут.

Соответственно, суточная массовая нагрузка на сепаратор по газу составит GТ = 3563*0,1958 = 697,64 т/сут.

Суточная объемная нагрузка на сепаратор по газу может быть оценена следующим образом. Плотность газа и его молярная масса при нормальных условиях связаны соотношением:

СГ=МГ/22,4, (1.10)

Где сГ - плотность газа;

МГ - молярная масса газа.

Поэтому объемная нагрузка на сепаратор будет равна:

QГ==GГ/ сГ = 22,4GT/MГ, (1.11)

Где QТ -- суточная объемная нагрузка на сепаратор по газу, объем газа приведен к нормальным условиям;

Подставив численные значения в (1.10), найдем QГ = 22,4*697,64X Х103/27,2 = 574527 м3/сут. Техническая характеристика газосепараторов конструкции ЦКБН на рабочее давление 7,5 МПа представлена в таблице 1.3.

Таблица 1.4.3

Основные параметры сепараторов ЦКБН, рассчитанных на рабочее давление 7,5 МПа

Сепаратор

Пропускная способность,

М3/сут

Длина сепаратора

Условный диаметр сепаратора, мм

Масса, кг

По газу

По нефти

НГС7,5-1400

0,15*106

2000

5660

1400

1900

НГС7,5-1600

0,34*106

5000

7445

1600

2800

НГС7,5-2200

0,60*106

10000

8205

2200

5200

НГС7,5-2600

1,00*106

20000

11370

2600

12700

НГС7,5-3000

1,50*106

30000

12620

3000

12700

Как следует из таблицы 1.4.3, пропускная способность сепаратора НГ-2200 по газу удовлетворяет потребности, так как объемная нагрузка на сепаратор по газу, полученная в результате расчетов, равна 574527 м3/сут. Пропускная способность выбранного сепаратора составляет 600 000 м3/сут. Нагрузка на сепаратор по жидкости составляет 4387,5 м3/сут, пропускная способность сепаратора НГ-2200 составляет 10000 м3/сут и удовлетворяет потребности с запасом более 50%.

В результате установки дополнительного сепаратора на вторую ступень сепарации будет поступать газоконденсат с меньшей газонасыщеностью, что облегчит дальнейшую подготовку продукции.

Похожие статьи




Расчет сепарации газа в предлагаемом дополнительном газонефтяном сепараторе в установке первой ступени подготовки газа (УКПГ-2) - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Предыдущая | Следующая