Разработка предложений и их технико-экономическое обоснование по совершенствованию технологии сбора и подготовки нефти на Игольско-Тало

 

где 

- молярная масса /-того компонента;

- молярная доля i-го компонента в нефтяном газе;

константа     фазовых    равновесий    i-го     компонента     (при

стандартных условиях) из справочника [10],

- молярная доля    I - го компонента в пластовой нефти после

 

однократной ступени разгазирования;

- корректировочное  значение молярной доли i-го компонента в

 

нефтяном газе.

3.2 Расчет физике- химических свойств смеси пластовых  нефтей

Приведем алгоритм расчета.

Так как    происходит      смешение нефти двух потоков Игольского        и Талового месторождений, необходимо произвести расчет смеси. Смешение двух потоков происходит в коллекторе на входе в ДНС.

                                                         

 

Рис.3 Схема       смешения 2-х потоков.                                                                                         1) Рассчитаем   молекулярную   массу дегазированной нефти:

, где

- плотность дегазированной  нефти; вязкость дегазированной  нефти; -молярная масса дегазированной нефти.

                                                                                                                                                           

2) Молярная масса смеси:                                                                                          34

 

 

 

-молярная масса

где 

компонента в смеси

- молярная доля

компонента в смеси

Константы фазового равновесия:

где ^-константа фазового равновесия

 

компонента при термобарических условиях : давлении Р и температуре Т.

где

- молярная доля j - смеси -молярная масса j - смеси •число молей в у - смеси -масса j - смеси

Условие материального баланса

Константы фазового равновесия:

3) Найдём м"5 и мост, зная:

 

7) Найдём газовый фактор  смеси GCM в точках смешения: По определению:

Пользуясь описанным алгоритмом рассчитаем физико-химические свойства смеси пластовых нефтей Игольского и Талового нефтяных месторождений.

Таблица 3.2 Исходные данные:

 

Месторождение	р, кг/м	q, т/сут	// , мПа*с	Mh г/моль	р , кг/м	G, л/УлГ
Июльское	856	3800	9,1	143	1,115	50,99
Таловое	843	3800	15,88	145	1,18	56,06

Найдем вязкость смеси нефтей по формуле (3):

Найдем плотность нефтяного газа смеси нефтей по формуле (4):

Результаты расчета: Найдем плотность смеси нефтей по формуле (2):

то

 

Найдем газовый фактор смеси нефтей по формуле (5):

 

3.3 Расчет компонентного состава смеси пластовых нефтей Игольско-

Талового месторождения

Молярная доля и молярная масса i-ro компонента в пластовой нефти:

 

Молярная доля 1-го компонента в смеси:

Молярные массы пластовых нефтей  Игольского и Талового нефтяных месторождений:

 

Молярная масса 9-го компонента в смеси:

 

Объемная доля 9-го компонента в пластовой нефти:

 

3.4 Расчет компонентного  состава нефти по ступеням

разгазирования

Рис. 4 Расчетная схема сбора нефти с Игольско-Талового нефтяного

месторождения

Расчет проводился с помощью программы Excel.

Определяем константы фазового равновесия [10], и для их вычисления для данных температуры и давления воспользуемся программой (Excel).

Определяем молярную долю i - го компонента в нефтяном газе:

Определяем молярную долю i - го компонента в нефти:

Определяем молярную долю нефтяного газа Л/ , выделившегося из смеси пластовых нефтей в процессе ее равновесного разгазирования (Excel):

 

Результаты расчета смеси Игольско-Талового месторождения после дегазирования ее на ДНС 36 куст (согласно алгоритма пункт 3.4)

Для этого произведем расчет констант фазового равновесия (программа в Excel) КТ=КТ1 + (КТ2-КТ1)/(Т1-Т2Г(Т-Т1)

Таблица 3.4 Для давления Рабс= 0,2812 МПа

 

№	Наименование компонента	Кп	КТ2	Т1,иС	Т2,иС	т,ис	Кт	Равс,МПа	М, г/моль
1	Азот (N2)	223	280	10	37,78	19	241,4665	0,2812	28
2	Диоксид углерода (С0г)	24	32	10	23,89	19	29,1836		44
3	Сероводород (Н 2S)	7,4	11	15,56	37,78	19	7,9573		34
4	Метан (СН4)	57	68	10	37,78	19	60,5637		16
5	Этан (С2Н е)	9,5	14,2	15,56	37,78	19	10,2276		30
6	Пропан (С3Н а)	2,54	4,2	15,56	37,78	19	2,7970		44
7	изо-Бутан (i-C4H10)	0,9	1,76	15,56	37,78	19	1,0331		58
8	норм-Бутан (п-С4Ню)	0,665	1,23	15,56	37,78	19	0,7525		58
9	УКС5+	0,00058	0,002	15,56	37,78	19	0,0008		108
10	Не летучие компоненты								266

Таблица 3.5

Для давления Рабс= 0,4922 МПа

 

№	Наименование компонента	Кп	КТ2	Т1,"С	Т2, "С	Т, UC	Кт	Равс.МПа	М
1	Азот (N2)	134	166	10	37,78	19	144,3672	0,4922	28
2	Диоксид углерода (С02)	14	18	10	23,89	19	16,5918		44
3	Сероводород (Н 2 S)	4,3	6,4	15,56	37,78	19	4,6251		34
4	Метан (СН4)	33	40	10	37,78	19	35,2678		16
5	Этан (С 2 Н6)	5,5	8,2	15,56	37,78	19	5,9180		30
6	Пропан (С3Н8)	1,5	2,43	15,56	37,78	19	1 ,6440		44
7	изо-Бутан (i-C4H 10)	0,545	1,03	15,56	37,78	19	0,6201		58
8	норм-Бутан (п-С4Н10)	0,405	0,75	15,56	37,78	19	0,4584		58
9	УКС5+	0,00041	0,001	15,56	37,78	19	0,0005		108
10	Не летучие компоненты								266

Таблица 3.6 Для давления Рабс= 0,38 МПа

 

№	Наименование компонента	ni	Ni, %	К(Т,Р)	Равс,МПа		N".
1	Азот (N2)	0,0273	2,73	196	0,38		0,08763
2	Диоксид углерода (СО 2)	0,0033	0,33	23,288			0,00939
3 4	Сероводород (Н 2 S) Метан (СН4)	0 0,2252	0 22,52	6,397 48,719			0 0,68794
5 6	Этан (С 2 Н6) Пропан (С3Н8)	0,0292 0,04997	2,92 4,997	8,2097 2,2571			0,0656 0,04535
7	изо-Бутан (i-C4H ю)	0,01925	1,925	0,8397			-0,00324
8	норм-Бутан (п-С4Н 10)	0,0417	4,17	0,6148			-0,01821
9	УКС5+	0,20835	20,84	0,0007			-0,30009
10	Не летучие компоненты	0,39829	39,83	0			-0,57424
		1,00	100			I	0,00013