- •А. Л. Савченков химическая технология промысловой подготовки нефти
- •Оглавление
- •10. Технологическое проектирование объектов сбора
- •11. Принципиальные технологические схемы установок
- •Введение
- •1. Нефтяные залежи и месторождения
- •1.1. Формы залегания нефтяных залежей
- •1.2. Свойства продуктивных пластов
- •1.3. Условия залегания нефти в пласте
- •1.4. Физико-химические свойства пластовых флюидов
- •2. Разработка месторождений
- •2.1. Потенциальная энергия нефтяного пласта
- •2.2. Режимы работы залежей
- •3. Устройство нефтяной скважины
- •4. Способы добычи нефти
- •5. Методы воздействия на нефтяные пласты
- •5.1. Методы поддержания пластового давления
- •5.2. Методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны
- •5.3. Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •6. Физико-химические требования к товарной нефти
- •7. Система промыслового сбора и подготовки нефти
- •8. Сепарация нефти от газа
- •8.1. Вертикальные сепараторы
- •8.2. Горизонтальные сепараторы
- •8.3. Показатели работы сепараторов
- •8.4. Технологический расчёт сепаратора
- •8.4.1. Материальный баланс процесса сепарации
- •8.4.2. Пропускная способность сепаратора по газу
- •8.4.3. Пропускная способность сепаратора по нефти
- •8.5. Гидроциклонные сепараторы
- •8.6. Сепараторы с предварительным отбором газа
- •8.7. Трёхфазные сепараторы
- •9. Обезвоживание нефти
- •9.1. Нефтяные эмульсии
- •9.2. Природные эмульгаторы
- •9.3. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
- •9.4. Деэмульгаторы
- •9.4.1. Поверхностная активность деэмульгаторов
- •9.4.2. Химическое строение деэмульгаторов
- •9.4.3. Оценка эффективности деэмульгаторов
- •9.5. Методы разрушения нефтяных эмульсий
- •9.6. Аппараты для обезвоживания нефти
- •9.6.1. Резервуары-отстойники
- •9.6.2. Отстойники
- •9.6.3. Подогреватели-деэмульсаторы
- •9.6.4. Электродегидраторы
- •9.7. Технологический расчёт отстойника
- •9.7.1. Диаметр отстойника
- •9.7.2. Длина отстойника
- •9.7.3. Пропускная способность отстойника
- •9.8. Технологический расчёт электродегидратора
- •10. Технологическое проектирование объектов сбора и подготовки нефти
- •10.1. Общие положения
- •10.2. Сепарационные установки
- •10.3. Дожимные насосные станции
- •10.4. Центральный пункт подготовки нефти
- •10.5. Установки предварительного сброса воды
- •10.6. Установки подготовки нефти
- •11. Принципиальные технологические схемы установок подготовки нефти
- •11.1. Технологическая схема установки предварительного сброса воды (упсв)
- •11.2. Технологическая схема установки подготовки нефти (упн)
- •11.3. Технологическая схема установки стабилизации нефти
- •12. Технологический расчёт установки подготовки нефти
- •12.1. Исходные данные
- •12.2. Материальный баланс первой ступени сепарации нефти
- •Материальный баланс первой ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефти
- •12.3. Материальный баланс предварительного обезвоживания нефти
- •12.4. Материальный баланс второй ступени сепарации нефти
- •Материальный баланс второй ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефти
- •12.5. Материальный баланс глубокого обезвоживания нефти
- •12.6. Материальный баланс конечной ступени сепарации нефти
- •Материальный баланс конечной ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефти
- •12.7. Материальный баланс установки подготовки нефти
- •Материальный баланс конечной ступени сепарации на 3 млн т в год по товарной нефти
- •Материальный баланс второй ступени сепарации на 3 млн т в год по товарной нефти
- •Материальный баланс первой ступени сепарации на 3 млн т в год по товарной нефти
- •12.8. Технологический расчёт основного оборудования
- •12.8.1. Расчёт сепаратора первой ступени сепарации
- •12.8.2. Расчёт отстойника
- •12.8.3. Расчёт сепаратора второй ступени сепарации
- •12.8.4. Расчёт электродегидратора
- •12.8.5. Расчёт сепаратора конечной ступени сепарации
- •12.9. Расчёт вспомогательного оборудования
- •12.9.1. Расчёт трубчатой печи
- •12.9.2. Расчёт резервуара для товарной нефти
- •12.9.3. Расчёт насоса для товарной нефти
- •12.9.4. Расчёт насоса для откачки пластовой воды
- •Список литературы Основная
- •Дополнительная
- •Химическая технология промысловой подготовки нефти
- •625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.
- •6 25039, Тюмень, ул. Киевская, 52.
12.8.3. Расчёт сепаратора второй ступени сепарации
Методика расчёта аналогична сепаратору первой ступени.
Из материального баланса второй ступени сепарации следует, что в сепаратор поступает эмульсия в количестве . Из сепаратора отходит попутный газ в количестве . Для выбора сепаратора необходимо рассчитать объёмный расход жидкости и газа. Рабочая температура в сепараторе 50оС.
Плотность нефти при 50оС составляет кг/м3 (см. п. 12.8.1).
В сепаратор поступает эмульсия с содержанием воды 5% масс. Находим плотность эмульсии на входе в сепаратор (незначительным изменением плотности пластовой воды можно пренебречь):
Объёмный расход эмульсии:
Объёмный расход газа при нормальных условиях:
где = 1,40 кг/м3 – плотность газа второй ступени при нормальных условиях (см. п. 12.4).
По объёмным расходам жидкости и газа выбираем сепаратор НГС–0,6–2400 с характеристиками:
- объем V = 50 м3;
- внутренний диаметр Dв. = 2,4 м;
- длина L = 11,06 м;
- производительность по жидкости 160-800 м3/ч;
- производительность по газу 82900 м3/ч.
Определяем максимальную пропускную способность выбранного сепаратора по эмульсии.
Площадь зеркала нефти:
Плотность газа при рабочих условиях в сепараторе (0,3 МПа и 50оС) известна (см. п. 12.4):
Динамическая вязкость нефти при 50оС (см. п. 12.8.1):
Динамическая вязкость эмульсии:
где B = 0,05 – доля воды в эмульсии.
Максимальная пропускная способность сепаратора по эмульсии будет составлять:
Расчёт показал, что максимальная пропускная способность выбранного сепаратора превосходит реальный расход эмульсии:
20988 м3/ч > 442,85 м3/ч
Следовательно, выбранный сепаратор обеспечит необходимые условия второй ступени сепарации нефти.
12.8.4. Расчёт электродегидратора
Из материального баланса стадии глубокого обезвоживания нефти следует, что в электродегидратор поступает эмульсия в количестве .
Пренебрегая небольшим снижением температуры эмульсии при её переходе от сепаратора второй ступени к электродегидратору, находим объёмный расход эмульсии:
Примем к установке электродегидратор типа ЭГ-160 с характеристиками:
- внутренний объём аппарата V = 160 м3;
- внутренний диаметр Dв = 3,4 м;
- производительность по эмульсии – до 450 м3/ч.
Из объёма аппарата определяем полезную длину:
Скорость свободного осаждения капель воды в электродегидраторе рассчитываем по уравнению Стокса:
где d – диаметр капель воды (примем d = 300·10-6 м);
= кг/м3 – плотность нефти;
= – динамическая вязкость нефти;
= 1004 кг/м3 – плотность воды.
Проверяем режим движения капель воды:
Так как Re < 2, это значит, что движение капель происходит в ламинарном режиме, т.е. в области действия уравнения Стокса.
Скорость подъёма эмульсии в электродегидраторе в расчётах принимается минимум в два раза меньше скорости свободного осаждения капель воды. Примем скорость подъёма в 2,5 раза меньше:
Фактическая скорость осаждения капель воды в поднимающемся вверх потоке эмульсии:
Время, необходимое для осаждения капель воды:
где hэм – высота слоя эмульсии в аппарате, м
где hв – высота водяной подушки, м;
R – радиус электродегидратора, м.
Высота водяной подушки в электродегидраторах ЭГ-160 и ЭГ-200 составляет hв = 1 м. Тогда:
Время пребывания эмульсии в аппарате:
Для эффективного расслоения эмульсии должно соблюдаться условие:
В нашем случае 16 мин > 11 мин, следовательно, условие выполняется.
Находим максимальную производительность электродегидратора по эмульсии:
где Sэм – максимальная площадь зеркала эмульсии в аппарате, м2.
Необходимое количество аппаратов составляет:
Таким образом, для обеспечения процесса глубокого обезвоживания необходимо установить три электродегидратора типа ЭГ-160.