3.3. Пример расчета материального баланса установки предварительного сброса воды (УПСВ)

Исходные данные для расчета
Годовая производительность установки по сырью - 900000 тонн/год

Обводненность сырой нефти - 95%

Содержание воды в подготовленной нефти - 10%

Компонентный состав нефти приведен в табл. 3.30.

Таблица 3.30.

Компонентный состав нефти

Компо-нент	CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-С5H12	С6H14 +	Итого
% мол.	0,54	0,03	22,40	1,70	4,91	1,96	4,47	1,98	2,93	59,08	100,00

3.3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:

Р = 0,4 МПа; t = 20 ⁰С.

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 Р = 0,4 МПа и температуре t = 20 ⁰С).

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 G_э - 9000000 тонн/год часовая производительность установки составит:
т/ч.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.31.

Таблица 3.31.

Исходные данные для расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
1	CO2	0,54	44	17,3
2	N2	0,03	28	174
3	CH4	22,4	16	43
4	С2Н6	1,7	30	7
5	С3Н8	4,91	44	2
6	изо-С4Н10	1,96	58	0,75
7	н-С4Н10	4,47	58	0,52
8	изо-С5Н12	1,98	72	0,2
9	н-С5Н12	2,93	72	0,14
10	С6Н14+	59,08	86	0,05
		 100		-

Составляем уравнения 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. 3.32.

Таблица 3.32.

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 26,9	= 27,53	= 28
CO2	0,017	0,017	0,017
Азот N2	0,001	0,001	0,001
Метан CH4	0,783	0,767	0,755
Этан С2Н6	0,046	0,045	0,044
Пропан С3Н8	0,077	0,077	0,077
Изобутан изо-С4Н10	0,016	0,016	0,016
Н-бутан н-С4Н10	0,027	0,027	0,027
Изопентан изо-С5Н12	0,005	0,005	0,005
Н-пентан н-С5Н12	0,005	0,005	0,005
С6Н14 +	0,040	0,040	0,040
Yi	1,017	1,000	0,987

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 27,53 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.33.

Таблица 3.33.

Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z’i), %	Газ из сепаратора		Нефть из сепаратора моли (z’i- N0гi)	Мольный состав нефти из блока сепараторов x’i=( z’i- N0гi).100, % Σ(z’i- N0гi)
		Молярная концентрация (y’i)	Моли
CO2	0,540	0,017	0,47	0,07	0,10
N2	0,030	0,001	0,03	0,00	0,00
CH4	22,400	0,767	21,11	1,29	1,76
С2Н6	1,700	0,045	1,24	0,46	0,63
С3Н8	4,910	0,077	2,12	2,79	3,79
изо-С4Н10	1,960	0,016	0,43	1,53	2,07
н-С4Н10	4,470	0,027	0,74	3,73	5,07
изо-С5Н12	1,980	0,005	0,14	1,84	2,50
н-С5Н12	2,930	0,005	0,15	2,78	3,78
С6Н14+	59,080	0,040	1,10	59,08	80,29
Итого	100,000	1,000	27,52	73,58	100,00

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.34.

Таблица 3.34.

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi), %	Массовый состав сырой нефти Mic= zi.Mi	Массовый состав газа из сепаратора Miг=N0гi. Mi	Массовый состав нефти из сепаратора Miн= Mic- Miг	Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти Riг=100.Miг/ Mic , %
CO2	0,54	23,76	20,62	3,14	86,79
N2	0,03	0,84	0,83	0,01	98,51
CH4	22,40	358,40	337,72	20,68	94,23
С2Н6	1,70	51,00	37,06	13,94	72,67
С3Н8	4,91	216,04	93,27	122,77	43,17
изо-С4Н10	1,96	113,68	25,21	88,47	22,17
н-С4Н10	4,47	259,26	42,77	216,49	16,50
изо-С5Н12	1,98	142,56	10,07	132,49	7,06
н-С5Н12	2,93	210,96	10,65	200,31	5,05
С6Н14+	59,08	5080,88	94,71	5080,88	1,86
Итого	100	Mic=6457,38	Miг =672,91	Miн=5879,1	Rсмг= 10,42

R_см^г=0,1042 – массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

M_ср^г= M_i^г/ N₀^г_i

M_ср^г = 672,91 / 27,52 = 24,45

Плотность газа:

кг/м³,

Плотность газа при н.у:

кг/м³,

Таблица 3.35.

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/N0гi	Молекулярная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/N0гi].Mi.100 , % Mсрг	Содержание тяжёлых углеводородов [N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3 Mсрг
CO2	0,0170	44	3,06
N2	0,0011	28	0,12
CH4	0,7669	16	50,19
С2Н6	0,0449	30	5,51
С3Н8	0,0770	44	13,86	563,87
изо-С4Н10	0,0158	58	3,75	152,39
н-С4Н10	0,0268	58	6,36	258,54
изо-С5Н12	0,0051	72	1,50	60,85
н-С5Н12	0,0054	72	1,58	64,40
С6Н14+	0,0400	86	14,07	572,54
Итого	1,0000		100,00	1672,59

В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ. Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учётом обводненности нефти.

Сырая нефть имеет обводненность 90% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет:

Q_н = 5,36 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 0,1042 ^. 5,36 = 0,56 т/ч.

Q_н^сеп = Q_н - Q_г = 5,36 – 0,56 = 4,80 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q _н2О = 4,80 + 101,79 = 106,58 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

Q^{до сеп} = Q^{после сеп};

Q^{до сеп} = Q = 107,14 т/ч;

Q^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 107,14 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.36.

Таблица 3.36.

Материальный баланс сепарации первой ступени

	Приход			Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	99,48
в том числе:				в том числе:
нефть	5	5,36	45000	нефть	4,50	4,80	40311
вода	95	101,79	855000	вода	95,49	101,79	855000
				Всего	100	106,58	895311
ИТОГО	100	107,14	900000	Газ	0,52	0,56	4689,4
				ИТОГО	100	107,14	900000

  1   2   3

---

3.3.2. Материальный баланс блока сбора воды

Поток сырой нефти производительностью Q^сеп входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:

R_н^сеп= 100 ^. (Q_н^сеп/ Q^сеп)

R_н^сеп = 100 ^. 4,80 / 106,58 = 4,50 %.

R_в^сеп = 100 - R_н^сеп= 100 – 4,80 = 95,50 %.

На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в частности:

- обезвоженная нефть: вода – 10%; нефть – 90,00%;

- подтоварная вода: нефть – 0,1%; вода – 99,9%.

Обозначим: Q_н^от = Н – количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; Q_в^от = В – количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.

Тогда составим систему уравнений:

Q^{сеп .} R_н^сеп = 0,90 ^. Н + 0,001 ^. В

Q^{сеп .} R_в^сеп = 0,10 ^. Н + 0,999 ^. В
Решая эту систему, получаем:






Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны:

Q_н^от = 5,22 т/ч, в том числе:
- нефть – 0,99^.Q_н^от= 0,90^. 5,22 = 4,70 т/ч;

- вода – 0,01^.Q_н^от= 0,1^. 5,22 = 0,52 т/ч.
Q_в^от = 101,37 т/ч, в том числе:
- вода 0,999^.Q_в^от = 0,999^. 101,37 = 101,26 т/ч;

- нефть – 0,001^.Q_в^от=0,001^. 101,37 = 0,1 т/ч.
Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в табл. 3.37.

Таблица 3.37.

Материальный баланс блока сброса воды

Приход				Расход
	% масс	кг/ч	т/г		% масс	кг/ч	т/г
Эмульсия				Обезвоженная нефть	4,90
в том числе:
нефть	4,50	4,80	40310,6	в том числе:
вода	95,50	101,79	855000	нефть	90	4,70	39459,2
				вода	10	0,52	4384
				Всего	100	5,22	43843,5
				Подтоварная
				вода	95,10
				в том числе:
				вода	99,9	101,26	850616
				нефть	0,1	0,10	851
				Всего	100,0	101,37	851467
Итого	100,0	106,58	895311	Итого	100,0	106,58	895311

3.3.3. Материальный баланс второй ступени сепарации
Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,105 МПа; t = 20⁰С.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.38.

Таблица 3.38.

Исходные данные для расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
1	СО2	0,10	44	71
2	N2	0,00	28	635
3	CH4	1,76	16	174
4	С2Н6	0,63	30	29
5	С3Н8	3,79	44	8
6	изо-С4Н10	2,07	58	2,8
7	н-С4Н10	5,07	58	2
8	изо-С5Н12	2,50	72	0,8
9	н-С5Н12	3,78	72	0,6
10	С6Н14+	80,29	86	0,18
		100,00		-

Составляем уравнения 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. 3.39.

Таблица 3.39.

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 4,72	= 5
СО2	0,016	0,015
Азот N2	0,0001	0,000
Метан CH4	0,333	0,317
Этан С2Н6	0,079	0,076
Пропан С3Н8	0,228	0,225
Изобутан изо-С4Н10	0,054	0,053
Н-бутан н-С4Н10	0,097	0,097
Изопентан изо-С5Н12	0,020	0,020
Н-пентан н-С5Н12	0,023	0,023
Гексан и выше С6Н14 +	0,150	0,151
Yi	1,000	0,977

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 4,72 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.40.
Таблица 3.40.

Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z’i), %	Газ из сепаратора		Нефть из сепаратора моли (z’i- N0гi)	Мольный состав нефти из блока сепараторов x’i=( z’i- N0гi).100, % Σ(z’i- N0гi)
		Молярная концентрация (y’i)	Моли
СО2	0,10	0,016	0,08	0,02	0,02
N2	0,00	0,000	0,00	0,00	0,00
CH4	1,76	0,333	1,57	0,18	0,19
С2Н6	0,63	0,079	0,37	0,26	0,27
С3Н8	3,79	0,228	1,08	2,72	2,83
изо-С4Н10	2,07	0,054	0,25	1,82	1,90
н-С4Н10	5,07	0,097	0,46	4,62	4,81
изо-С5Н12	2,50	0,020	0,10	2,41	2,51
н-С5Н12	3,78	0,023	0,11	3,67	3,83
С6Н14+	80,29	0,150	0,71	80,29	83,65
Итого	100,00	1,000	N0гi4,72	95,99	100,00

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.41.

Таблица 3.41.

Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi), %	Массовый состав сырой нефти Mic= zi.Mi	Массовый состав газа из сепаратора Miг=N0гi.Mi	Массовый состав нефти из сепаратора Miн= Mic- Miг	Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти Riг=100.Miг/ Mic , %
СО2	0,10	4,26	3,32	0,94	77,86
N2	0,00	0,02	0,02	0,00	96,92
CH4	1,76	28,10	25,18	2,92	89,60
С2Н6	0,63	18,94	11,17	7,77	58,96
С3Н8	3,79	166,85	47,36	119,49	28,38
изо-С4Н10	2,07	120,24	14,65	105,60	12,18
н-С4Н10	5,07	294,23	26,52	267,71	9,01
изо-С5Н12	2,50	180,07	6,86	173,21	3,81
н-С5Н12	3,78	272,23	7,86	264,38	2,89
С6Н14+	80,29	6905,34	61,03	6905,34	0,88
Итого	100,00	Mic=7990,30	Miг =203,96	Miн=7847,36	Rсмг= 2,55

R_см^г=0,0255 – массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

M_ср^г=M_i^г/ N₀^г_i
M_ср^г = 203,96 / 4,72 = 43,19

Плотность газа:

кг/м³,

Плотность газа при н.у:

кг/м³

Таблица 3.42.

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/N0гi	Молекулярная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/N0гi].Mi.100 , % Mсрг	Содержание тяжёлых углеводородов [N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3 Mсрг
СО2	0,02	44	1,63
N2	0,00	28	0,01
CH4	0,33	16	12,34
С2Н6	0,08	30	5,48
С3Н8	0,23	44	23,22	437,99
изо-С4Н10	0,05	58	7,18	135,47
н-С4Н10	0,10	58	13,00	245,32
изо-С5Н12	0,02	72	3,37	63,49
н-С5Н12	0,02	72	3,85	72,68
С6Н14+	0,15	86	29,92	564,46
Итого	0,85		100,00	1519,40

В блоке второй ступени сепарации от частично обезвоженной нефти отделяется остаточный газ низкого давления.

Q_н = 4,70 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 4,70 ^. 0,0255 = 0,12 т/ч.

Q_н^сеп = Q_н - Q_г = 4,70 – 0,12 = 4,58 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q _н2О = 4,58 + 0,52 = 5,22 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

Q^{до сеп} = Q^{после сеп};

Q^{до сеп} = Q = 4,70 т/ч;

Q^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 4,58 + 0,12 = 4,70 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.43.

Таблица 3.43.

Материальный баланс сепарации второй ступени

	Приход			Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	97,70
в том числе:				в том числе:
нефть	90,00	4,70	39459	нефть	89,76	4,58	38452
вода	10,00	0,52	4384	вода	10,24	0,52	4384
				Всего	100	5,10	42836
ИТОГО	100	5,22	43844	Газ	2,30	0,12	1007
				ИТОГО	100	5,22	43844

1   2   3

---

3.3.4. Общий материальный баланс установки

На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.44.

Таблица 3.44.

Общий материальный баланс установки

	Приход				Расход
	% масс	кг/ч	т/г		% масс	кг/ч	т/г
Эмульсия				Подготовленная	4,76
в том числе:				нефть
нефть	5	5,36	45000	в том числе:
вода	95	101,79	855000	нефть	89,76	4,58	38452
				вода	10,24	0,52	4384
				Всего	100,00	5,10	42836
				Газ	0,63	0,68	5697
				Подтоварная	94,61
				вода
				в том числе:
				вода	99,9	101,26	850616
				нефть	0,1	0,10	851
				Всего	100	101,37	851467
Итого	100	107,14	900000	Итого	100,00	107,14	900000

---

---

Смотрите также файлы

• Практическое задание 5 Задание 1.docx

• Искусственное осеменение в птицеводстве.pptx

• 1 по учебному курсу Элективные дисциплины по физической культуре и спорту.docx

• Ароматические углеводороды нефтей Общая характеристика класса.ppt

• Прогрессирующиемышечныедистрофиимиопатические синдромы.pdf