Составы нефти и газа после второй ступени сепарации

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 5Следующая ⇒

▷ Похожие статьи

Молярные массы нефти и газа на I и II ступенях сепарации, рассчитанные по (1.8), представлены в таблице 1.22.

Таблица 1.22.

Молярные массы нефти и газа

В окончательном виде составы нефти и газа при двухступенчатой дегазации пластовой нефти при 20 ⁰С с давлением на первой ступени 0,6 МПа, а на второй 0,1 МПа представлены в таблице1.23 Как видно из табл.1.23, газ после первой ступени сепарации содержит всего 12,46% компонентов тяжелее пропана. Газ же после второй ступени сепарации содержит таких компонентов 45,45%, т.е. в 3,6 раза больше. Так как газ после второй ступени содержит почти половину жирных компонентов, его необходимо направлять на дополнительную обработку.

Таблица 1.23.

Составы нефти и газа по ступеням сепарации

Типовая задача 1.23

Газ концевых ступеней сепарации в количестве 143,82 т/сут сжимается до давления первой ступени сепарации 0,5 МПа и охлаждается в воздушном холодильнике до 10 ⁰С, затем поступает в сепаратор для отделения конденсата от газообразной фазы.

Молярный состав газа концевых ступеней сепарации принять следующим (%): метан 47,3, этан 9,03, пропан 18,81, изобутан 11,11, бутан 8,0, изопентан 1,95, пентан 2,1, гексан 1,7.

Определить составы газа и конденсата после компримирования и охлаждения. Найти количество получающегося конденсата.

Решение:

Решение задачи сводится к решению уравнения фазовых равновесий (1.89) и затем уравнений (1.86), (1.87). Константы фазового равновесия определяют по номограммам или таблицам.

Решения уравнения (1.89) при последовательных приближениях молярных долей газообразной фазы смеси N_V = 0,5; 0,99; 0,9; 0,9; 0,92; 0,91; 0,917 равны соответственно значениям левой части этого уравнения: 0,7998; -0,5308; 0,0553; -0,1440; -0,01010; 0,0243; 0,00059.

Если значение левой части уравнения (1.89) по абсолютной величине меньше 0,003, то поиски решения заканчиваются, а молярная доля газообразной фазы, при которой получено такое отличие левой части от нуля, используется в дальнейших расчетах.

Всего в сепаратор поступает 143,82 т/сут смеси углеводородов, молярная масса которых равна:

=0,473∙16,04+…+0,017∙86,17= 34,1 кг/моль,

где r - число углеводородов в смеси.

Из всего количества молей смеси углеводородов

m/M_см = 143,82/34,1∙10 ³ = 4217,6 кмоль/сут

0,917 составляет газ и 0,083 – соответственно, конденсат.

Так как молярная масса получающегося газа равна

= 0,5144∙16,04 +... + 0,0038∙86,17 = 31,5 кг/кмоль,

а конденсата

= 0,0155∙16,04 +... + 0,162∙86,17 = 62,66 кг/кмоль,

то количество конденсата, образующегося в сепаратор, будет

4217,6∙62,66∙0,083 = 21,93 т/сут,

и, соответственно, газа

4217,6∙31,5∙0,917 = 121,83 т/сут.

Сумма 121,83 + 21,93 = 143,76 < 143,82 на 0,06 вследствие округления при расчете.

Полученный газ содержит еще много пропан-бутановых фракций и поэтому охлаждение его только до 10 ^оС недостаточно.

Результаты предоставлены в таблице 1.24.

Таблица 1.24

Составы конденсата и газа после компримирования при 0,5 МПа и охлаждении до 10^оС

Задание для самостоятельной работы по теме 1.7

Задача 1.22

Рассчитать равновесные составы нефти и газа для газожидкостной смеси, поступающей в сепаратор при заданном давлении и температуре,если известен состав пластовой нефти (мольн.%).Определить количетво получающихся нефти и газа при заданном расходе сырья, и известной молекулярной массе нелетучего осадка.

Таблица1.25

Исходные данные к задаче1.22

НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ

Продукция скважин представляет собой смесь газа, нефти и воды. Вода и нефть при перемешивании образуют механическую смесь водо- нефтяную эмульсию, причем количественное соотношение воды и нефти в процессе разработки месторождения может меняться в широких пределах.

Эмульсия - это смесь дисперсных частиц, которые образуются под влиянием затраченной энергии. Большинство исследователей считает, что в пластовых условиях диспергирование газо-водо-нефтяных систем исключается. Глубинные пробы жидкости, отобранные у забоя скважины, как правило состоят из безводной нефти и воды.

При подъеме нефти и понижении давления газ выделяется с такой энергией, что ее уже достаточно для диспергирования капель пластовой воды. Но наиболее устойчивые нефтяные эмульсии образуются при механическом способе, компрессорном способе добычи нефти, когда в качестве рабочего агента применяется воздух

Эмульсией называется такая система двух взаимно нерастворимых жидкостей (или не вполне растворимых), в которых одна содержится в другой во взвешенном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (глобул) исчисляемых триллионами на

Нефтяные эмульсии характеризуются следующими свойствами:

I. Дисперсность - т.е. степень раздробленности.

Дисперсионность является основной характеристикой эмульсии и характеризуется тремя величинами (параметрами):

1. d_к - диаметр капли

2. 1/d_к - обратная величина диаметру капли (дисперсность)

3. S_уд - удельная межфазная поверхность

II. Вязкость эмульсии – не аддитивное свойство.

μ_э ≠ μ_н + μ_в (2.5)

где μ_н - абсолютная вязкость нефти;

μ_в - абсолютная вязкость воды.

, (2.6)

а измеряемая вязкость μ* называется кажущейся.

d_к может быть самым разнообразным и колебаться в пределах от 0,1 до 100мк (микрон) 10^-5–10^-2 см.

Эмульсии могут быть:

1. монодисперсные, состоящие из d_к одинакового диаметра,

2. полидисперсные, микрогетерогенные системы, видны в микроскоп,

3. коллоидные, ультрамикрогетерогенные системы.

Для оценки вязкости используются различные эмпирические формулы:

(2.7)

(2.8)

где μ_э - вязкость эмульсии;

μ - внешняя вязкость;

ε - отношение объема диспергированного вещества к общему объему.

III. Плотность эмульсии - функция почти аддитивная и потому определяется относительно легко (на основании структурно молекулярной особенности молекул).

(2.9)

где g - содержание Н₂О и растворимых солей в эмульсии, %:

(2.10)

где g_o - содержание чистой воды,%;

X - содержание растворимых солей в воде, %.

IV. Электрические свойства эмульсии. И нефть и вода, хорошие диэлектрики, (φ - удельная электропроводность). Дана в таблицах. Электропроводность нефтяных эмульсий обусловлена не только количественным содержанием Н₂О, нефти дисперсностью и количественным содержанием кислот и солей.

V. Устойчивость - способность в течении некоторого времени не разрушаться и не разделятся на нефть и воду.

Типовые задачи

Типовая задача 2.1

Пластовая вода плотностью 1086 кг/м³ и нефть плотностью 840 кг/м³ при добыче образуют эмульсию. Рассчитать плотность эмульсии, если известно, что она содержит 45% чистой воды, а минерализация обусловлена NaCl или CaCl₂.

Решение

Плотность эмульсии определяется по формуле

Исходя из плотности пластовой воды по таблице находим соответствующее содержание растворенных солей Х, %:

при ρ_в = 1086 кг/м³ Х = 12%

Рассчитываем содержание воды и растворенных солей в эмульсии:

,

Плотность эмульсии:

Типовая задача 2.2

Рассчитать содержание чистой воды в нефтяной эмульсии, если плотность эмульсии равна 980 кг/м³, плотность воды 1197 кг/м³, а минерализация обусловлена NaCl или CaCl₂.

Решение:

Содержание воды в нефтяной эмульсии определяется по формуле:

Исходя из плотности пластовой воды по таблице 2.1 из Приложения [ ] находим соответствующее содержание растворенных солей Х в %

при ρ_в = 1197 кг/м³ Х = 26%

Рассчитываем содержание чистой воды в эмульсии:

,

ПРИЛОЖЕНИЕ К РАЗДЕЛУ 2

Таблица2.1

Плотность растворов неорганических солей

Типовая задача 2.3

В сборный коллектор после первой ступени сепарации дожимными насосами перекачивается обводненная продукция L скважин с дебитами Q_j, м³/сут (в условиях сборного коллектора). Массовая обводненность продукции каждой j-той скважины в условиях сборного коллектора составляет W_j. Известны значения плотности нефти ρ_н и воды ρ_в после дожимных насосов.

Найти:

· массовую долю воды в смеси продукций всех скважин (массовую обводненность);

· плотность эмульсии в сборном коллекторе (плотность смеси эмульсий всех скважин).

Решение:

1. Определение массовой обводненности смеси продукции скважин.

Известно, что массовая доля компонента в смеси g_i – это отношение массы i-го компонента к суммарной массе смеси L компонентов (1.1).

1≤ i≤ L.

В частном случае, массовая доля воды в водонефтяной эмульсии W -это отношение массы воды в эмульсии к массе водонефтяной эмульсии:

, (2.18)

где m_э – масса водонефтяной эмульсии, кг,

m_э = m_в + m_н, (2.19)

где m_н - масса нефти в эмульсии, кг.

Исходя из уравнений (1.1) и (2.18), можем записать:

. (2.20)

Из уравнения (2.18) следует, что масса воды в продукции j-той скважины равна:

m_вj = W_j∙m_эj. (2.21)

Тогда уравнение (2.20) примет вид:

(2.22)

Зная дебит скважины, массу эмульсии j-той скважины можно рассчитать по уравнению:

m_эj = Q_j ∙ρ_эj ∙t, (2.23)

где t - время, с.

Учтем, что плотность эмульсии - это

. (2.24)

Подставляем уравнения (2.23) и (2.24) в уравнение (2.22):

После преобразований получаем:

. (2.25)

Подставляем числовые значения из условия задачи, получим:

W_см = 0,0645 / 0,3996 = 0,16

2. Определение плотности эмульсии в сборном коллекторе.

По определению, плотность смеси веществ - отношение массы к объему этой смеси:

. (2.26)

По этому определению и условиям задачи можем записать:

(2.27)

Зная дебит скважины, объем эмульсии j-той скважины можно рассчитать по уравнению:

V_эj = Q_j∙t (2.28)

Подставив (2.23) и (2.28) в (2.27), получим:

(2.29)

С учетом выражения (2.24) для плотности эмульсии:

(2.30)

Подставляя значения параметров из условия задачи, получаем:

ρ_см = 357422,5 / 404 = 884,7 кг/м³

Задание для самостоятельной работы по теме 2

Задача 2.1

Пластовая вода известной плотностью и нефть известной плотностью при добыче образуют эмульсию. Рассчитать плотность эмульсии, если известно, скольков ней содержится чистой воды, а минерализация обусловлена NaCl или CaCl₂и выразить ее в размерности кг/м³. Результат вычислений округлить с точностью до десятых по правилам округления.

Исходные данные

Задача 2.2

Рассчитать содержание чистой воды в нефтяной эмульсии, если известна плотность эмульсии, плотность нефти и плотность воды, а минерализация обусловлена NaCl или CaCl₂ Результат вычислений округлить с точностью до десятых по правилам округления.

Исходные данные

Задача 2.3

В сборный коллектор после первой ступени сепарации дожимными насосами перекачивается обводненная продукция L скважин с дебитами Q_j, м³/сут (в условиях сборного коллектора). Массовая обводненность продукции каждой j-той скважины в условиях сборного коллектора составляет W_j. Известны значения плотности нефти ρ_н и воды ρ_в после дожимных насосов.

Найти:

· массовую долю воды в смеси продукций всех скважин (массовую обводненность);

· плотность эмульсии в сборном коллекторе (плотность смеси эмульсий всех скважин).

Исходные данные

Таблица 2.2

Исходные данные к задаче 2.1

Таблица2.3

Исходные данные к задаче 2.2

Таблица2.4

Исходные данные к задаче 2.3

Познавательные статьи:



Психологические особенности спортивного соревнования

Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации

Занятость населения и рынок труда

Социальный статус семьи и её типология