Технологический расчет основного оборудования Юрубчено-Тохомского месторождения, страница 6

Из электродегидраторов ЭДГ‑1/1 и ЭДГ‑1/2 обессоленная нефть поступает в концевые сепараторы КС‑1/1 и КС‑1/2, где происходит «горячая» сепарация нефти при температуре 53 °С и давлении 0,6 МПа. Нефть из концевых сепараторов КС‑1/1 и КС‑1/2 направляется в  теплообменники Т -2/1 - Т -2/16, где нагревается за счет тепла товарной нефти выходящей с низа колонны К-1.

Затем разогретый газожидкостной поток поступает в колонну К-1. В колонну под нижний пакет насадки подается газ отдувки, поступающий из газосепараторов ГС-1/1 и ГС-1/2. Стабильная нефть с низа колонны откачивается насосом в резервуарный парк, предварительно пройдя две группы теплообменников, где охлаждается до температуры 1-2°С

Пары с верха колонны К-1 поступают в водяной холодильник ВХ-1, после чего охлажденная смесь поступает в сепаратор С-2. Несконденсированный газ направляется на ГКС. Рефлюкс из сепаратора С-2 поступает на прием насоса Н‑4 откуда направляется в верх колонны в качестве орошения. Стабильная нефть с низа колонны К-1 делится на 2 потока. Один поток используется в качестве горячей струи, проходит печь П-2 и возвращается под нижнюю тарелку колонны К-1. Второй поток проходит через 2 группы теплообменников Т-1/1, Т-1/2 и Т-2/1 – Т-2/16 где отдает свое тепло нестабильной нефти после чего направляется в резервуарный парк.

Газ выделившийся в сепараторах С-1/1÷С-1/3  и ТФС-1/1÷ТФС-1/3 служит топливом печи П-1. Излишки направляются на газокомпрессорную станцию (ГКС) для компремирования и последующей закачки в пласт.

Газ с концевых сепараторов КС‑1/1 и КС‑1/2 направляется на газокомпрессорную станцию (ГКС) для компремирования и последующей закачки в пласт.

2.4 Технологический расчет основного оборудования

2.4.1 Материальный баланс установки

Исходные данные для расчета приняты следующие:

- годовая производительность установки по нефти – 2312,8 тыс. тонн;

- годовая производительность установки по жидкости – 2511,4 тыс. тонн;

- годовая производительность установки по попутному нефтяному газу – - 1489 млн.м³.

Состав попутного нефтяного газа по данным табл. 2.2. представлен в табл. 2.10.

Плотность газа находим из соотношения

где      ρ_газа- плотность газа, кг/м³;

М_газ – молярная масса газа, кг/кмоль.

1,05 кг/м³

Массовый расход газа находим по формуле

Таблица 2.10

Состав попутного нефтяного газа

где      G_газа- массовый расход газа, тыс. тонн;

V_газ – объемный расход газа, м³;

тыс.тонн

Массу воды, растворенной в нефти, находим как разность добычи жидкости и добычи нефти

G_воды = G_жид – G_нефти

где      G_вода- массовый расход воды, тыс. тонн/год;

G_жид – массовый расход жидкости, тыс. тонн/год;

G_нефти – массовый расход нефти, тыс. тонн/год.

G_вода = 2511,4-2312,8 = 198,6 тыс. тонн/год

Производительность установки по сырью и состав сырья даны в табл. 2.11.

Таблица 2.11

Производительность и состав сырья установки УПН