Файл: 1. Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброа воды (упсв).rtf

СОДЕРЖАНИЕ

СодержаниеВведение1. Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброа воды (упсв)1.1 Общее сведенияУстановка предварительного сброса воды УПСВ2. Расчет материального баланса установки предварительного сброса воды (УПСВ)2.1 Материальный баланс первой ступени сепарации2.2 Материальный баланс второй ступени2.3 Общий материальный баланс установкиЗаключениеСписок литературы Введение Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключается в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных ее составляющих (нефть и газ), завершающимся получением товарной продукции. Технологический процесс после разделения продукции скважины состоит из нефтяного и газового материальных потоков.Основными технологическими установками входящими в состав системы сбора и подготовки являются:дожимная насосная станция (ДНС);дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ);установка предварительного сброса воды (УПСВ);установка подготовки нефти (УПН), которая входит в состав ЦПС.Целью курсового проекта является расчет материальных балансов технологической установки УПСВ. 1. Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброса воды (УПСВ) 1.1 Общее сведения Установка предварительного сброса воды УПСВ Назначение Установки предварительного сброса воды предназначены для дегазации нефти, отбора и очистки попутного газа, сброса пластовой воды под избыточным давлением.Конструкция установок выполнена на базе отработанной конструкции нефтегазовых сепараторов со сбросом воды НГСВ. Установки представляют собой горизонтальные аппараты, снабженные технологическими штуцерами и штуцерами для КИПиА.Внутри аппарата расположены: устройство ввода, успокоительная перегородка, секция коалесценции, струнный каплеотводник для очистки газа и секция сбора нефти.Для улучшения разделения нефтегазовой смеси на входе НГСВ устанавливается депульсатор, обеспечивающий отвод, минуя аппарат, основного количества выделившегося газа, а также послойный ввод водонефтяной эмульсии и сбросной воды раздельными потоками в соответствии с их плотностью в среднюю и нижнюю отстойные зоны аппарата. Схема установки УПСВ материальный баланс предварительный сброс вода НГС НефтегазосепараторГС Газовый сепараторГСВ Газовый сепаратор вертикального типаРВС Резервуар вертикальный стальнойУСТН Установка сепарационная трубная наклоннаяРК Расширительная камераС выкидной линии насосов нефть через фильтры поступает на узел учета нефти. Для учета откачиваемой жидкости узел учета нефти оборудуется счетчиками " Норд". Датчики показаний "Норд” выведены на щит КИПиА. После узла учета нефть по напорному нефтепроводу поступает на ЦППН.Установки предварительного сброса воды предназначены для дегазации нефти, отбора и очистки попутного газа, сброса пластовой воды под избыточным давлением.Конструкция установок выполнена на базе отработанной конструкции нефтегазовых сепараторов со сбросом воды НГСВ. Установки представляют собой горизонтальные аппараты, снабженные технологическими штуцерами и штуцерами для КИПиА.Внутри аппарата расположены: устройство ввода, успокоительная перегородка, секция коалесценции, струнный каплеотбойникдля очистки газа и секция сбора нефти.Для улучшения разделения нефтегазовой смеси на входе НГСВ устанавливается депульсатор, обеспечивающий отвод, минуя аппарат, основного количества выделившегося газа, а также послойный ввод водонефтяной эмульсии и сбросной воды раздельными потоками в соответствии с их плотностью в среднюю и нижнюю отстойные зоны аппарата. Технические характеристики Параметры: УПСВ-500 УПСВ-1000 УПСВ-3000 УПСВ-10000 Производительность по жидкости, т/сут, не более 500 1000 3000 10000 Давление рабочее, МПа (кг/см2) 0,6 (6,0); 1,0 (10,0); 1,6 (16,0) Способ нагрева эмульсии Без подогрева (для легких нефтей) Со встроенным нагревателем (для средних нефтей) С автономным нагревателем (для тяжелых нефтей) Обводненность нефтяной эмульсии на входе, % мас., не более 90 Обводненность нефтяной эмульсии на выходе, % мас., в пределах 3-5 (для легких нефтей плотностью до 850 кг/м3, с ориентир. временем пребывания в аппарате до 20 мин.) 5-8 (для средних нефтей плотностью от 850-870 кг/м3, с ориентир. временем пребывания в аппарате до 37 мин.) до 12 (для тяжелых нефтей плотностью от 870-895 кг/м3, с ориентир. временем пребывания в аппарате до 60 мин.) Содержание нефти в воде на выходе, % мас. В соответствии с требованиями закзчика Содержание мех. примесей в воде на выходе, % мас. В соответствии с требованиями закзчика Объем аппарата м3 25 50 100 200 Производительность по жидкости указана для легкой нефти, для остальных типов уменьшается в зависимости от времени пребывания жидкости в аппарате. Работа УПСВ Газ из депульсатора подается в аппарат через штуцер ввода газа, проходит успокоительную перегородку, секцию коалесценции, где происходит дополнительное отделение капельной жидкости. Окончательная очистка газа производится струнным каплеотбойником.Вода с незначительным содержанием нефти подается из депульсатора в нижнюю часть аппарата через штуцер входа воды. В нижней части аппарата вода окончательно отделяется от нефти, накапливается до перегородки секции сбора нефти и отводится через штуцер выхода воды.Нефть с незначительным содержанием газа и воды подается в вводное устройство, где плавно распределяется по верхнему уровню жидкой фазы, не перемешивая поток с водой, проходит через успокоительную перегородку, секцию коалесценции, где происходит окончательное отделение остатков газа и воды, поступает в секцию сбора нефти и оттуда выводится из аппарата.В зависимости от свойств нефтеводогазовой смеси допускается поставка установки УПСВ без депульсатора.Для регионов Западной Сибири совместно с институтом СибНИИНП была специально разработана установка предварительного сброса воды (УПСВ).Технологическая схема УПСВ разработана на основе технологического оборудования "УПСВ-200" производства ПГ "Генерация", конструкция которого дорабатывается согласно требованиям заказчика.Кроме основного аппарата в составе УПСВ используется вспомогательное оборудование:реагентный блок с дозировочными насосами производительностью до 10 л/час,трубопроводная обвязка,запорная арматура,средства контроля и управления,система безопасности,кабельная продукция и т.д.Выбор контрольно-измерительных приборов и средств автоматики производиться специалистами КИПиА ПГ "Генерация" и согласовывается с заказчиком. Описание технологии и оборудования УПСВ для регионов Западной Сибири Предлагаемая установка предварительного сброса воды (УПСВ) разработана на основании исходных материалов, полученных от предполагаемого заказчика. Она предполагает использование оборудования, выпускаемого ПГ "Генерация", а также существующего технологического оборудования имеющегося в распоряжении заказчика.В основу технологии УПСВ положены технические решения, разработанные СибНИИНП для организации предварительного сброса воды в системах сбора на месторождениях Западной Сибири в газонасыщенном состоянии при естественной температуре поступающего сырья. По представленной информации естественная температура поступающего на УПСВ сырья в течение года изменяется от +24 до +27°С. Такая температура с использованием де-эмульгатора достаточна для предварительного разделения эмульсии, образуемой нефтью. Учитывая что с ростом обводненности температура поступающего на УПСВ сырья будет расти, применение в составе УПСВ нагревателей нецелесообразно. Это повышает безопасность и надежность УПСВ, упрощает обслуживание, снижает затраты. Кроме того, снимается проблема солеотложений, возникающая при нагревании высокообводненных эмульсий.Водная фаза содержит солеобразующие ионы (кальция, бикарбоната), что характерно для попутно добываемых вод Западно-Сибирского региона.Эффективность работы установок УПСВ во многом зависит от свойств поступающей водонефтяной смеси, главным образом, от ее устойчивости.Осуществление предварительного сброса воды возможно производить на ДНС и ЦПС. Обработка нефти на ЦПС зачастую осуществляется после полного разгазирования, имеет ряд преимуществ.Существуют два различных варианта осуществления процесса сброса воды на ДНС в газонасыщенном состоянии:· первый вариант, когда разделение газовой, нефтяной и водной фаз производится в одном аппарате (трехфазном сепараторе). Данный вариант применяется в том случае, если не предъявляются повышенные требования к качеству выходящих с установки воды, нефти и газа, а также при небольшой (до 10 тыс. м2/сут.) производительности УПСВ;· во втором варианте разделение фаз осуществляется последовательно в разных аппаратах. Сначала в нефтегазовом сепараторе от жидкости отделяется свободный газ, затем жидкость направляется в аппарат - водоотделитель (отстойник), где происходит ее разделение на нефтяную и водную фазы. Данный вариант позволяет обеспечить получение нефти, содержащей до 5% воды, и воды,содержание нефтепродуктов в которой составляет 20-50 мг/л, при производительности УПСВ 10 тыс. м2/сут. и выше.В качестве водоотделителя (отстойника) предлагается использовать аппараты УПСВ объемом 200 м2, конструкция которых предусматривает разделение жидкостей за счет разностей плотностей и интенсификации процесса при использовании коалесцирующих элементов, выполненных в виде пакетов и пластин из нержавеющей стали (рис. 1).Уровень раздела фаз "нефть-вода" в УПСВ поддерживается на необходимой высоте при помощи регулятора уровня и клапана, установленного на линии выхода воды из аппарата.Давление в УПСВ поддерживается при помощи клапана, установленного на линии вывода нефти.Обезвоженная нефть из отстойников водоотделителей (УПСВ) подается на насосы внешней откачки или в имеющиеся резервуары.С целью повышения эффективности работы УПСВ предлагается применение специальной технологии дозирования деэмульгаторов, предусматривающей обработку сырой нефти, содержание воды в которой превышает 60 %, т.е. являющейся, по сути, эмульсией типа "нефть в воде".Сущность технологии дозирования деэмульгаторов в высоко обводненную нефть, представляющей собой эмульсию типа "нефть в воде", состоит в следующем:после выкида насоса внешней откачки ДНС до узла учета отбирается часть нефти, которая по самостоятельному трубопроводу возвращается в поток газожидкостной смеси перед УПОГ;в этот трубопровод при помощи дозирующего насоса блока реагентного хозяйства (БРХ) подается реагент - деэмульгатор в товарной форме;далее при совместном движении с возвращаемой нефтью деэмульгатор растворяется в ней и уже в виде раствора попадает в сырье.Такой способ введения деэмульгатора в высоко обводненную нефть по сравнению с подачей его в товарной форме, т.е. в концентрированном виде, позволяет избежать прямого попадания деэмульгатора в водную фазу, когда он не доходит до эмульсии, а сбрасывается с водой из отстойника, не выполняя своих функций, что приводит к перерасходу реагента и ухудшению качества нефти и воды. При реализации данной технологии следует придерживаться рекомендаций РД 29-0148070-225-88Р "Технология подготовки нефти с применением отечественных деэмульгаторов для месторождений Западной Сибири".Прежде всего, диаметр трубопровода, по которому транспортируется нефтереагентная смесь от БРХ к точке подачи перед УПОГ, должен быть выбран таким, чтобы скорость движения жидкости в нем была более 1,5 м/сек., а концентрация получаемого при этом раствора реагента 0,2-0,5%.При производительности УПСВ 10-15 тыс. м2/сут. может быть использована труба для нефтереагентопровода с внутренним диаметром

2. Расчет материального баланса установки предварительного сброса воды (УПСВ)

2.1 Материальный баланс первой ступени сепарации Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствуют абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:Р = 4 МПа; t = 15 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 [4]: , (2.1)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 = 4 МПа и температуре t = 15 0С).Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение: , (2.2)где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии; - мольная доля отгона. Поскольку , то по уравнению (2.2) получим: (2.3)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 Gэ - 1000000 тонн/год часовая производительность установки составит: т/ч.Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл.2.2.Таблица 2.2.Исходные данные для расчета № п/п Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти ( ) Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмольКi 1 CO2 0,25 44 44,8 2 N2 0,24 28 126,8 3 CH4 28,17 16 55,1 4 С2Н6 1,64 30 8,38 5 С3Н8 1,45 44 1,83 6 изо-С4Н10 1,11 58 0,6 7 н-С4Н10 2,75 58 0,86 8 изо-С5Н12 1,29 72 0,12 9 н-С5Н12 1,95 72 0,16 10 С6Н14+ 61,15 210 0,033 å å 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. 2.3.Таблица 2.3.Определение мольной доли отгона N Компонент смеси = 32,6 = 31,69 = 30,6 CO2 0,007 0,001 0,007 Азот N2 0,007 0,022 0,007 Метан CH4 0,832 0,820 0,884 Этан С2Н6 0,040 0,038 0,042 Пропан С3Н8 0,020 0,053 0,021 Изобутан изо-С4Н10 0,007 0,010 0,007 Н-бутан н-С4Н10 0,024 0,017 0,024 Изопентан изо-С5Н12 0,002 0,003 0,002 Н-пентан н-С5Н12 0,004 0,004 0,004 С6Н14 + 0,029 0,030 0,028 åYi 0,977 1,000 1,030 Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 31,69 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл.2.4.Таблица 2.4.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 0,25 0,007 0,238 0,011 0,017 N2 0,24 0,007 0,236 0,004 0,006 CH4 28,17 0,855 27,11 1,061 1,55 С2Н6 1,64 0,041 1,304 0,335 0,491 С3Н8 1,45 0,021 0,666 0,784 1,15 изо-С4Н10 1,11 0,007 0,242 0,868 1,27 н-С4Н10 2,75 0,025 0,784 1,966 2,88 изо-С5Н12 1,29 0,002 0,068 1,222 1,79 н-С5Н12 1,95 0,004 0,135 1,815 2,66 С6Н14+ 61,15 0,029 0,922 60,2 88, 19 Итого 100 1,00047 31,70496 68,29504 100,00000 Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.5.Таблица 2.5. Массовый баланс процесса сепарации первой ступениКомпонент смеси Молярный состав сырой нефти ( ), %Массовый состав сырой нефтиMic= . MiМассовый состав газа из сепаратораMiг=N0гi. MiМассовый состав нефти из сепаратораMiн= Mic - MiгМасса выделившегося газа, относительно сырой нефти Riг=100. Miг/ Mic, % CO2 0,25 11 10,49502763 0,504972373 95,40934207 N2 0,24 6,72 6,607671175 0,112328825 98,32844011 CH4 28,17 450,72 433,7511998 16,96880021 96,23517922 С2Н6 1,64 49,2 39,13371715 10,06628285 79,54007551 С3Н8 1,45 63,8 29,29418183 34,50581817 45,91564551 изо-С4Н10 1,11 64,38 14,01815446 50,36184554 21,77408273 н-С4Н10 2,75 159,5 45,48726081 114,0127392 28,51865882 изо-С5Н12 1,29 92,88 4,897938563 87,98206144 5,273404999 н-С5Н12 1,95 140,4 9,701284812 130,6987152 6,909747017 С6Н14+ 61,15 12841,5 193,6285251 12647,87147 1,507834172 Итого 100 åMic=13880,1 åMiг =787,01 åMiн=13093,08 Rсмг= 5,67 Rсмг= 0,056 - массовая доля отгона.Средняя молекулярная масса газа:Mсрг=å Miг/ åN0гi, Mсрг = 787,01/31,69 = 24,82Плотность газа: кг/м3,Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и температуре 0оС): кг/мТаблица 2.6.Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе Компонент смеси Молярная концентрация N0гi/åN0гi Молекулярная масса (Mi) Массовый состав [N0гi/åN0гi]. Mi.100, % Mсрг Содержание тяжёлых углеводородов [N0гi/åN0гi]. Mi. rср.103, г/м3 Mсрг CO2 0,007 44 1,333 N2 0,007 28 0,839 CH4 0,855 16 55,113 С2Н6 0,0411 30 4,972 С3Н8 0,0210 44 3,722 371,64 изо-С4Н10 0,008 58 1,781 177,84 н-С4Н10 0,0247 58 5,780 577,08 изо-С5Н12 0,00214 72 0,622 62,138 н-С5Н12 0,0042 72 1,232 123,08 С6Н14+ 0,029 210 24,602 2456,48 Итого 1 100 3768,26 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 65% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет: Qн = 95,24 т/ч.Газ будет отделяться от нефти с производительностью:Qг = Rсм3,г. QнQг = 0,0567.95,24 = 5,40 т/ч.Qнсеп = Qн - Qг = 95,24 - 5,40 = 89,838 т/ч,Qсеп = Qнсеп+ Q воды = 89,838 + 23,81 = 113,647 т/ч.Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:åQдо сеп = åQпосле сеп;åQдо сеп = Q = 33,39 т/ч;åQпосле сеп = Qсеп+ Qг;Qсеп+ Qг = 30,73 + 2,66 = 33,39 т/ч.Условие выполняется.Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 2.7.Таблица 2.7. Материальный баланс сепарации первой ступени Приход Расход %масс т/ч т/г %масс т/ч т/г Эмульсия Эмульсия 95,464 в том числе: в том числе: нефть 80,0 95,2 800000,0 нефть 79,050 89,84 754639,2 вода 20,0 23,8 200000,0 вода 20,950 23,81 200000,0 Всего 100,0 113,65 954639,2 ИТОГО 100,0 119,1 1000000,0 Газ 4,536 5,40 45360,8 ИТОГО 100,0 119,05 1000000,0 1   2   3   4   5   6

2.2 Материальный баланс второй ступени Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны: Р = 1 МПа; t = 500С.Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.8.Таблица 2.8.Исходные данные для расчета № п/п Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти ( ) Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмольКi 1 СО2 0,25 44 568,9 2 N2 0,24 28 639,2 3 CH4 28,17 16 313,7 4 С2Н6 1,64 30 60,11 5 С3Н8 1,45 44 16,99 6 изо-С4Н10 1,11 58 8,52 7 н-С4Н10 2,75 58 6,3 8 изо-С5Н12 1,29 72 2,022 9 н-С5Н12 1,95 72 1,571 10 С6Н14+ 61,15 210 0,533 å 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. 2.9.Таблица 2.9.Определение мольной доли отгона N Компонент смеси = 78,9 = 80 СО2 0,003 0,003 Азот N2 0,003 0,002 Метан CH4 0,357 0,351 Этан С2Н6 0,020 0,020 Пропан С3Н8 0,018 0,017 Изобутан изо-С4Н10 0,014 0,013 Н-бутан н-С4Н10 0,033 0,033 Изопентан изо-С5Н12 0,014 0,014 Н-пентан н-С5Н12 0,021 0,021 Гексан и выше С6Н14 + 0,516 0,520 åYi 1,000 0,998 Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 78,9 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл.2.10.Таблица 2.10.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 0,25 0,0032 0,2499 0,0001 0,0006 N2 0,24 0,0030 0,2399 0,0001 0,0005 CH4 28,17 0,3567 28,1460 0,0240 0,1139 С2Н6 1,64 0,0207 1,6327 0,0073 0,0345 С3Н8 1,45 0,0181 1,4275 0,0225 0,1067 изо-С4Н10 1,11 0,0136 1,0762 0,0338 0,1604 н-С4Н10 2,75 0,0334 2,6380 0,1120 0,5316 изо-С5Н12 1,29 0,0144 1,1393 0,1507 0,7153 н-С5Н12 1,95 0,0211 1,6663 0,2837 1,3466 С6Н14+ 61,15 0,5161 40,7194 20,4306 96,9900 Итого 100,00 1,000 åN0гi »78,935 21,06 100,00 Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.11.Таблица 2.11.Массовый баланс процесса сепарации второй ступениКомпонент смеси Молярный состав сырой нефти ( ), %Массовый состав сырой нефти Mic= . MiМассовый состав газа из сепаратораMiг=N0гi. MiМассовый состав нефти из сепаратораMiн= Mic - MiгМасса выделившегося газа, относительно сырой нефти Riг=100. Miг/ Mic, % СО2 0,250 11,00 10,995 0,005 99,953 N2 0,240 6,720 6,717 0,003 99,958 CH4 28,170 450,720 450,336 0,384 99,915 С2Н6 1,640 49, 200 48,982 0,218 99,557 С3Н8 1,450 63,800 62,811 0,989 98,450 изо-С4Н10 1,110 64,380 62,421 1,959 96,957 н-С4Н10 2,750 159,500 153,005 6,495 95,928 изо-С5Н12 1,290 92,880 82,031 10,849 88,319 н-С5Н12 1,950 140,400 119,977 20,423 85,453 С6Н14+ 61,150 12841,500 8551,084 4290,416 66,589 Итого 100,00 åMic=13880,1 åMiг =9548,359 åMiн=4331,741 Rсмг= 68,792 Rсмг=0,688 - массовая доля отгона.Средняя молекулярная масса газа:Mсрг=å Miг/ åN0гiMсрг = 9548,359/78,935 = 120,964Плотность газа: кг/м3,Плотность газа при н. у: кг/мТаблица 2.12.Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе Компонент смеси Молярная концентрация N0гi/åN0гi Молекулярная масса (Mi) Массовый состав [N0гi/åN0гi]. Mi.100, % Mсрг Содержание тяжёлых углеводородов [N0гi/åN0гi]. Mi. rср.103, г/м3 Mсрг СО2 0,0031657 44 0,1151489 N2 0,0030392 28 0,0703492 CH4 0,3565701 16 4,7163717 С2Н6 0,0206845 30 0,5129895 С3Н8 0,0180848 44 0,6578233 320,065 изо-С4Н10 0,0136342 58 0,6537325 318,075 н-С4Н10 0,03342 58 1,6024233 779,662 изо-С5Н12 0,0144335 72 0,8591081 418 н-С5Н12 0,0211102 72 1,2565164 611,36 С6Н14+ 0,5158579 210 89,555537 43573,4 Итого 1 100 46020,6 Составим материальный баланс блока без сбора воды:Qг = Rсм3г. Qн, Qг = 0,688.92,857 = 63,878 т/ч.Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:Qнсеп = Qн - Qг = 92,8573 - 63878 = 28,979 т/ч,Qсеп = Qнсеп+ Q. Н2О = 8,979 + 26,19 = 55,17 т/ч.Данные по расчету блока сепарации второй ступени сводим в табл.2.13. Таблица 2.13.Материальный баланс второй ступени сепарации Приход Расход %масс т/ч т/г %масс т/ч т/г Эмульсия Эмульсия 46,34 в том числе: в том числе: нефть 73,035 92,86 780000 нефть 52,53 28,98 243424,63 вода 20,60 26, 19 220000 вода 47,47 26, 19 220000 Всего 100,00 55,17 463424,63 ИТОГО 93,635 119,048 1000000 Газ 53,66 63,87802 536575,37 ИТОГО 100,00 119,05 1000000,0 1   2   3   4   5   6

2.3 Общий материальный баланс установки

Заключение

Список литературы