Здесь можно найти образцы любых учебных материалов, т.е. получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Сбор и подготовка скважиной продукции

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 04.06.13. Сдан: 2013. Страниц: 16. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


федеральное агентство  по образованию
Государственное образовательное  учреждение высшего профессионального  образования
«тюменский государственный  нефтегазовый университет»
ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
 
 
 
 
 
 
 
Кафедра «Разработка и эксплуатация      
                                                                    нефтяных месторождений»
 
 
 
 
 
 
Курсовая работа
по дисциплине «Сбор  и подготовка скважиной продукции»
 
 
 
 
 
 
 
 
                                                                Выполнил студент группы НР:
                                                                           
 
                                                                             Руководитель курсового проекта:
                                                                                    
 
 
 
 
 
 
 
 
Тюмень 2012г.
 
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И  ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ  МЕСТОРОЖДЕНИЙ
 

ЗАДАНИЕ

на курсовую работу по курсу «Сбор  и подготовка скважиной продукции»
 
Ф.И.О. студента (студентки)
Группа НР-08-2
 
Дата выдачи задания:   11 сентября 2012 г.
Срок представления работы: 3 декабря 2012 г.
 
Тема курсовой работы: Рассчитать материальный баланс УПСВ производительностью 1,2 млн. т/год по товарной нефти; годовая  продолжительность 350 дней; обводненность сырой нефти 95 %мас.; содержание воды в нефти на выходе из установки 12 %мас; содержание углеводородов в товарной воде 0,1 %мас. Давление первой стадии сепарации 0,4 МПа; температура первой стадии сепарации 10 ОС. Давление стадии отстаивания 0,4 МПа; температура стадии отстаивания 60 ОС. Давление второй стадии сепарации 0,01 МПа; температура второй стадии сепарации 60 ОС»
 
Состав входящей нефти
 
№  п/п
),  % мол.
Компонент                смеси
Молекулярная масса (М
), кг/кмоль
1
Диоксид углерода (
)
0,36
44
2
Азот (
)
0,20
28
3
Метан (
)
25,91
16
4
Этан (
)
2,16
30
5
Пропан (
)
3,52
44
6
n-Бутан (n-
)
3,45
58
7
i-Бутан (i-
)
1,19
58
8
n-Пентан (n-
)
2,15
72
9
i-Пентан (i-С
Н
)
2,10
72
10
Гексан и выше (n-
)
58,96
86
 

100
-

Перечень подлежащих разработке вопросов в расчетно-пояснительной записке:
    Рисунок принципиальной технологической схемы объекта  и ее описание.
    Описание и принцип действия типового аппарата
    Расчет материальный баланс установки в целом и по стадиям    
 
 
Руководитель  курсового проектирования,
доцент кафедры  РЭНГМ                                                                       
 
 
 
1. Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброса воды (УПСВ)
 
Установка предварительного сброса воды напоминает упрощенную схему  установки подготовки нефти. Принципиальное различие состоит в отсутствии оборудования для окончательного обезвоживания нефти до соответствия ГОСТ 51858-2002.
На УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный  сброс воды. Попутный нефтяной газ  месторождения используется для  нужд котельных и подается на УКПГ.
Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на конечную сепарационную установку (КСУ), где производится отбор газа при более низком давлении, и затем направляется на УПН или ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.
Технологическая схема  прочеса должна обеспечивать:
А) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в ''отстойные'' аппараты;
Б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа и окончательной дегазацией;
В) предварительное обезвоживание  нефти до содержания в ней воды не более 5 – 10% (масс.).
Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться  подача реагента – деэмульгатора  на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации  нефти), а при наличии соответствующих  рекомендаций научно-исследовательских организаций – подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.
Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться  при обводненности поступающей  продукции скважин не менее 15 – 20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.
Предварительное обезвоживание  нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды.
Сброс пластовых вод  с аппаратов предварительного обезвоживания  нефти должен предусматриваться  под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций  системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.
Принципиальная схема  установки представлена на рис. 1.

 
 
Рис. 1. Принципиальная схема установки предварительного сброса воды (УПСВ):
Оборудование: С-1; С-2 –  нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1, Н-2 – центробежные насосы. Потоки: УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа.
 
 
 
2. Подогреватель  путевой ПП-1,6 / 1,6-1
 
Подогреватель путевой ПП-1,6 (рис. 2.) и его модификации предназначены для нагрева обезвоженной нефти, нефтяных эмульсий, воды, вязкой нефти и нефтепродуктов при транспортировке и на нефтяных промыслах, а также для нагрева нефтяных эмульсий на установках подготовки нефти.

Рис. 2. Подогреватель путевой ПП-1,6
 
 
Описание конструкции  ПП-1,6 / 1,6-1.
Подогреватель нефти ПП-1,6 представляет собой цилиндрический горизонтальный сосуд с плоскими днищами, во внутренней полости которого установлены две топки и два змеевика.
Топочные устройства оборудованы газовыми горелками с запальниками, дымовыми трубами с системой автоматизации. Снаружи сосуда смонтированы приборы контроля автоматики, газовый коллектор, штуцера с фланцами – вход нефти, выход нефти, трубопроводы для подвода и отвода нефти, дренаж осадка, указатель уровня воды, площадка, лестница, расширительный бачок для технического осмотра и заполнения внутреннего объема сосуда водой.
Приборы контроля и автоматического  регулирования на газовом коллекторе установлены в кожухах.
Сосуд путевого подогревателя  на подвижных опорах и неподвижной опоре установлен на основании сварной конструкции, предназначенного для перемещения подогревателя в пределах площадки промысла.
Система автоматизации  устанавливается в диспетчерском  пункте.
 
Принцип работы ПП-1,6.
 
При сгорании топливного газа в топке происходит нагревание теплоносителя до температуры 90-95°С.
Теплоноситель передает тепло нефти, проходящей через змеевик. Нефть нагревается на 25°С.
Принцип работы ПП-1,6-1.
 
Газ на запальную горелку  подается из баллона.
Нефть на подогреватель отбирается из системы топлива или из промысловой сети, которая после очистки подается на форсунку, сжигается в топке подогревателя, отдавая тепло промежуточному теплоносителю.
Охлажденные продукты сгорания при помощи дымовой трубы выводятся  из топки подогревателя в атмосферу.
Нефть из промысловой  сети поступает в продуктовый  змеевик подогревателя, нагревается  от промежуточного теплоносителя, после  чего выводится из подогревателя.
 
 
 
3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
 
Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствуют абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:
 
P=0,4 MПа; t=100C.
 
Расчеты разгазирования нефти в  сепараторах при небольших давлениях  (0,4-0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона:
 
                                                            (3.1)
 
               где   - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в равновесии с жидким остатком.; - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении P=0,4 MПа и температуре t=200C).
Для определения покомпонентного  состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:
 
                                                      (3.2)
 
где  - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии; - мольная доля отгона.
Поскольку , то по уравнению (3.2) получим:
                                                   (3.3)
 
Уравнение (3.3) используется для определения методом последовательного  приближения мольной доли отгона при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.
При расходе нефтяной эмульсии 1200000 тонн/год часовая производительность установки составит:
т/ч.
 
Содержание углеводородов  в нефтяной эмульсии и константы  фазового равновесия ( ) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.1.
 
 
Исходные данные для расчета
                                                                                                                                    Таблица 3.1
 

Мольная доля компонента в нефти (
)
Молекулярная масса компонента (
), кг/кмоль

0,36
44
36,5

0,20
28
122,1

25,91
16
52,00

2,16
30
7,45

3,52
44
1,57
i-

1,19
58
0,74
n-

3,45
58
0,51
i-

2,10
72
0,13
n-

2,15
72
0,09
n-

58,96
86
0,025

100
-
-

 
Составляем уравнение  мольных концентраций для каждого  компонента в газовой фазе в расчете  на 100 молей нефти:
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие
 

 
Подбор величины приводится в табл. 3.2.
 
Определение мольной  доли отгона

Таблица 3.2
 
Компонент смеси
=30
=30,13
=31

0,011
0,011
0,011

0,007
0,006
0,006

0,827
0,823
0,801

0,055
0,055
0,054

0,047
0,047
0,047
i-

0,010
0,009
0,010
n-

0,021
0,021
0,021
i-

0,004
0,004
0,004
n-

0,003
0,003
0,003
n-

0,021
0,021
0,021

1,006
1
0,978

 
 
Расчеты показали, что  из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 30,13 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в табл. 3.3.
 
 
 
 
 
 
 
 
Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
Таблица 3.3
 
Компонент смеси
Молярный состав сырой  нефти (
), %
Нефть из сепаратора моли (
)
Газ из сепаратора
Мольный состав нефти  из блока сепараторов 
%
Молярная концентрация (
)
Моли 

 

0,36
0,011
0,33
0,03
0,04

0,20
0,006
0,18
0,02
0,03

25,91
0,823
24,8
1,11
1,59

2,16
0,055
1,66
0,5
0,72

3,52
0,047
1,42
2,1
3,00
i-

1,19
0,009
0,27
0,92
1,32
n-

3,45
0,021
0,63
2,82
4,04
i-

2,10
0,004
0,12
1,98
2,83
n-

2,15
0,003
0,09
2,06
2,95
n-

58,96
0,021
0,63
58,33
83,48
Итого
100,000
1,000
30,13
69,87
100

 
 
Баланс по массе в  расчете на 100 молей сырой нефти  приведен в табл. 3.4.
 
Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
Таблица 3.4
 
), %



Масса выделившегося  газа, относительно сырой нефти 
%

0,36
15,84
14,52
1,32
91,67

0,20
5,60
5,04
0,56
90,00

25,91
414,56
396,80
17,76
95,72

2,16
64,80
49,80
15,00
76,85

3,52
154,88
62,48
92,40
40,34
i-

1,19
69,02
15,66
53,36
22,69
n-

3,45
200,10
36,54
163,56
18,26
i-

2,10
151,20
8,64
142,56
5,71
n-

2,15
154,80
6,48
148,32
4,19
n-

58,96
5070,56
54,18
5016,38
1,07
Итого
100





 
 
- массовая доля отгона.
 
Средняя молекулярная масса  газа:
 

 

 
Плотность газа:
 
 кг/м3
 
Плотность газа при н.у:
 
кг/м3
 
 
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
Таблица 3.5
 

)
Массовый состав
%
Содержание тяжелых  углеводородов 
г/м3

0,011
44
2,24
-

0,006
28
0,78
-

0,823
16
61,03
-

0,055
30
7,66
-

0,047
44
9,61
357,28
i-

0,009
58
2,39
88,99
n-

0,021
58
5,62
208,98
i-

0,004
72
1,34
49,65
n-

0,003
72
1
37,24
n-

0,021
86
8,33
309,87
Итого
1
-
100
1052,01

 
В блоке сепарации  от сырой нефти отделяется только газ. Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учетом обводненности нефти.
Сырая нефть имеет  обводненность 95% масс. Производительность общего потока Q сырого продукта составляет 142,86 т/ч.
Количество безводной  нефти в этом потоке составляет:
 
т/ч.
 
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
 
т/ч.
 
Из сепаратора будет  выходить поток жидкого продукта, с производительностью  по нефти и общей производительностью , соответственно:
т/ч.
 
т/ч.
Правильность расчета  материального баланса определится  выполнением условия:
 

т/ч.;

т/ч.
Условие выполняется.
 
Данные по расчету  блока сепарации первой ступени  сводим в табл. 3.6.
Таблица 3.6
 
Приход
Расход
  % масс
т/ч
т/г
  % масс
т/ч
т/г
Эмульсия
      Эмульсия
99,49
   
В том числе:
      В том числе:
     
Нефть
5
7,14
59976
Нефть
4,5
6,4
53760
Вода
95
135,72
1140048
Вода
95,5
135,72
1140048
        Всего
100
142,12
1193808
ИТОГО
100
142,86
1200024
Газ
0,51
0,74
6216
ИТОГО
100
142,86
1200024

 
 
3.2. Материальный баланс блока сбора воды.
 
Поток сырой нефти  производительностью  входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:


На выходе из блока  отстоя первичный поток разделяется на два, в частности:
 
-обезвоженная нефть:  вода – 12%; нефть – 88,00%;
-подтоварная вода: нефть  – 0,1%; вода – 99,9%.
 
Обозначим: - количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; - количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.
Тогда составим систему  уравнений:
 


 
Решая эту систему, получаем:
 

 

 
т/ч
 
 т/ч.
Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны:
 
т/ч, в том числе:
- нефть - т/ч;
- вода - т/ч.
 т/ч, в том числе:
- вода - т/ч;
- нефть - т/ч.
 
Данные по расчету  блока сброса боды заносим в табл. 3.7.
 
Таблица 3.7
 
Приход
Расход
  % масс
т/ч
т/г
  % масс
т/ч
т/г
Эмульсия
      Обезвоженная нефть
5
   
В том числе:
      В том числе:
     
Нефть
4,5
6,4
53760
Нефть
88
6,27
52668
Вода
95,5
135,72
1140048
Вода
12
0,85
7140
        Всего
100
7,12
59808
Подтоварная вода в том  числе:
95
   
Вода
99,9
134,87
1132908
нефть
0,1
0,13
1092
Всего
100
135
1134000
Итого
100
142,12
1193808
Итого
100
142,12
1193808

 
 
 
 
 
                
 
 
3.3 Материальный баланс второй ступени сепарации
 
Термодинамические параметры  работы рассматриваемого блока равны:
 
P=0,1 MПа; t=600C.
 
Содержание углеводородов  в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия ( ) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.8.
 
Исходные данные для  расчета
 
Таблица 3.8
 

Мольная доля компонента в нефти (
)
Молекулярная масса компонента (
), кг/кмоль

0,04
44
759,4

0,03
28
676,7

1,59
16
342,3

0,72
30
67,54

3,00
44
20,96
i-

1,32
58
10,7
n-

4,04
58
8
i-

2,83
72
2,684
n-

2,95
72
2,117
n-

83,48
86
0,754

100
-
-

 
 
Составляем уравнение мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:
 

 

 

 

 

 

 

 
 

 

 
 

 
 
Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие
 

 
Подбор величины приводится в табл. 3.9.
 
Определение мольной  доли отгона

Таблица 3.9
 
Компонент смеси
=24
=49,78
=50

0,001
0,0008
0,001

0,001
0,0006
0,001

0,032
0,0318
0,032

0,014
0,0143
0,014

0,058
0,0575
0,057
i-

0,025
0,0242
0,024
n-

0,073
0,0721
0,072
i-

0,042
0,0413
0,041
n-

0,040
0,0401
0,040
n-

0,717
0,7173
0,717

1,003
1,0000
0,999

 
 
 
Расчеты показали, что  из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 49,78 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в табл. 3.10.
 
 
 
 
 
 
Мольный баланс процесса сепарации второй ступени
Таблица 3.10
 
Компонент смеси
Молярный состав сырой нефти (
), %
Нефть из сепаратора моли (
)
Газ из сепаратора
Мольный состав нефти  из блока сепараторов 
%
Молярная концентрация (
)
Моли 


0,04
0,0008
0,04
0
0

0,03
0,0006
0,03
0
0

1,59
0,0318
1,58
0,01
0,02

0,72
0,0143
0,71
0,01
0,02

3,00
0,0575
2,86
0,14
0,28
i-

1,32
0,0242
1,20
0,12
0,24
n-

4,04
0,0721
3,59
0,45
0,90
i-

2,83
0,0413
2,06
0,77
1,53
n-

2,95
0,0401
2,00
0,95
1,89
n-

83,48
0,7173
35,71
47,77
95,12
Итого
100
1,0000
49,78
50,22
100

 
 
Баланс по массе в  расчете на 100 молей сырой нефти  приведен в табл. 3.11.
 
Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
Таблица 3.11
 
), %



%

0,04
1,76
1,76
0
100

0,03
0,84
0,84
0
100

1,59
25,44
25,28
0,16
99,37

0,72
21,60
21,30
0,30
98,61

3,00
132,00
125,84
6,16
95,33
i-

1,32
76,56
69,60
6,96
90,91
n-

4,04
234,32
208,22
26,10
88,86
i-

2,83
203,76
148,32
55,44
72,79
n-

2,95
212,40
144,00
68,40
67,80
n-

83,48
7179,28
3071,06
4108,22
42,78
Итого
100





 
- массовая доля отгона.
 
Средняя молекулярная масса  газа:
 

 

 
Плотность газа:
 
 кг/м3
 
Плотность газа при н.у:
 
кг/м3
 
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
Таблица 3.12
 

)
Массовый состав
%
Содержание тяжелых  углеводородов 
г/м3

0,0008
44
0,05
-

0,0006
28
0,02
-

0,0317
16
0,66
-

0,0143
30
0,56
-

0,0574
44
3,29
369,65
i-

0,0241
58
1,82
204,58
n-

0,0721
58
5,45
612,05
i-

0,0414
72
3,89
436,27
n-

0,0402
72
3,78
423,63
n-

0,7174
86
80,48
9029,92
Итого
1,0000
-
100
11076,10

 
 
В блоке второй ступени  сепарации от частично обезвоженной нефти отделяется остаточный газ  низкого давления
 
т/ч.
 
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
 
т/ч.
 
т/ч.
 
т/ч.
Правильность расчета  материального баланса определится  выполнением условия:
 

т/ч.;

т/ч.
Условие выполняется.
 
Данные по расчету  блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.13.
Таблица 3.13
 
Приход
Расход
  % масс
т/ч
т/г
  % масс
т/ч
т/г
Эмульсия
      Эмульсия
58,43
   
В том числе:
      В том числе:
     
Нефть
85
6,27
52668
Нефть
79,57
3,31
27804
Вода
15
0,85
7140
Вода
20,43
0,85
7140
        Всего
100
4,16
34944
Итого
100
7,12
59808
Газ
41,57
2,96
24864
Итого
100
7,12
59808

 
 
3.4. Общий материальный баланс установки.
 
На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки  подготовки нефти, представленный в табл. 3.14.
Таблица 3.14
 
Приход
Расход
  % масс
т/ч
т/г
  % масс
т/ч
т/г
Эмульсия
      Подготовленная нефть
5
   
В том числе:
      В том числе:
     
Нефть
5
7,14
59976
Нефть
79,57
3,31
27804
Вода
95
135,72
1140048
Вода
20,43
0,85
7140
   
 
 
Всего
100
4,16
34944
Газ
2,6
3,7
31080
Подтоварная вода в том  числе:
95
   
Вода
99,9
134,87
1132908
нефть
0,1
0,13
1092
Всего
100
135
1134000
Итого
100
142,86
1200024
Итого
100
142,86
1200024

 


и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.