Файл: Расчёт материального баланса дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (днс с упсв).docx

3.2. Материальный баланс второй ступени со сбросом воды
Материальный баланс второй ступени сепарации

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,5МПа; t = 20 ⁰С

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) c учетом условий сепарации приведены в таблице 3.10.
Таблица 3.10.

Исходные данные для расчета

компонент	zi'	Mi	Ki
CO2	0,0805	44	42,5
N2	0,015	28	105,2
CH4	4,284	16	46,56
C2H6	1,435	30	7,44
C3H8	3,887	44	1,67
н-C4H10	4,335	58	0,56
i-C4H10	1,453	58	0,79
н-C5H12	2,847	72	0,11
i-C5H12	2,772	72	0,15
остаток	78,89	86	0,032
Σ	100	-	-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:
у₁=

---

у₂=
у₃=
у₄=
у₅=
у₆=
у₇=
у₈=
у₉=
у₁₀=
Путем подбора определим такую величину N^´, при которой выполняется условие:

∑ у_i = 1

Подбор величины N^´ приводится в таблице 3.11.

Таблица 3.11.
Определение мольной доли отгона N

компонент	N'=3,545
CO2	0,014
N2	0,003
CH4	0,763
C2H6	0,087
C3H8	0,063
н-C4H10	0,025
i-C4H10	0,011
н-C5H12	0,003
i-C5H12	0,004
остаток	0,026
Σ	1,0000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 3,545 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в таблице 3.12.

Таблица 3.12.

Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

Компоненты смеси	Мольный состав сырой нефти, (Z´i), %	Газ из сепаратора			Нефть из сепаратора, (Z´i- Nг0i)		Мольный состав нефти,
		Мольная концентрация, (уi´)	Моли, Nг0i= N´∙ уi´
CO2	0,08059099	0,01386028	0,049134683	0,031456307		0,032612798
N2	0,015167545	0,00339937	0,012050758	0,003116787		0,003231376
CH4	4,28431092	0,76279058	2,704092596	1,580218323		1,638315036
C2H6	1,435632434	0,08695858	0,308268175	1,127364258		1,168811796
C3H8	3,887580762	0,06341636	0,224811014	3,662769748		3,797431447
i-C4H10	1,453405256	0,01156802	0,04100863	1,412396627		1,464323376
н-C4H10	4,335140523	0,02466146	0,087424863	4,24771566		4,40388289
i-C5H12	2,771982614	0,00428716	0,01519797	2,756784643		2,858137807
н-C5H12	2,847564899	0,00323437	0,011465832	2,836099067		2,940368225
Остаток	78,88862406	0,02614142	0,092671327	78,79595273		81,69288525
Итого	100	1,00031759	3,546125848	96,45387415		100

---

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в таблице 3.13.

Таблица 3.13.

Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

компоненты смеси	Молярный состав сырой нефти, (Z´i), %	Массовый состав сырой нефти, Мic=Z´i ∙ Mi	Массовый состав газа из сепаратора, Мiг=Nг0i ∙ Mi	Массовый состав нефти из сепаратора, Мiн= Мic - Мiг	Масса выделившегося газа, относительно сырой, Riг= Мiг / Мic∙100
CO2	0,08059099	3,54600354	2,161926042	1,3840775	60,96796059
N2	0,015167545	0,42469125	0,337421213	0,087270035	79,4509458
CH4	4,28431092	68,5489747	43,26548154	25,28349317	63,11616143
C2H6	1,435632434	43,068973	9,248045257	33,82092775	21,47263938
C3H8	3,887580762	171,053554	9,891684603	161,1618689	5,78279983
i-C4H10	1,453405256	84,2975049	2,378500519	81,91900434	2,821555067
н-C4H10	4,335140523	251,43815	5,070642035	246,3675083	2,016655797
i-C5H12	2,771982614	199,582748	1,094253868	198,4884943	0,548270769
н-C5H12	2,847564899	205,024673	0,825539908	204,1991328	0,402653933
Остаток	78,88862406	6784,42167	7,96973415	6776,451935	0,117471091
Итого	100	7811,40694	82,24322914	7729,163712	1,05286064

---

R_см^г = 0,0105 – массовая доля отгона
Средняя молекулярная масса газа:

М_ср^г = ∑ М_i^г /∑ N^г_0i

М_ср^г =82,243/3,546=23,19
Плотность газа:

ρ_ср= = =4,82 кг/м³
Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и температуре 0⁰С):

ρ_ср=М_ср/22,4 = 23,19/22,4 = 1,035 кг/м³


Таблица 3.14.

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

компоненты смеси	Молекулярная концентрация, Nг0i / ∑Nг0i	Моллекулярная масса, Мi	Массовый состав, , %	Содержание тяжелых углеводородов , г/м3
CO2	0,013855877	44	2,628697906	-
N2	0,003398288	28	0,410272331	-
CH4	0,762548401	16	52,60673978	-
C2H6	0,086930974	30	11,24474969	-
C3H8	0,063396231	44	12,02735436	580,1404252
i-C4H10	0,011564347	58	2,892032018	139,4974019
н-C4H10	0,024653627	58	6,165421869	297,3896302
i-C5H12	0,004285796	72	1,330509368	64,17722864
н-C5H12	0,00323334	72	1,003778569	48,4173417
Остаток	0,026133119	86	9,690444106	467,4193673
Итого	1		100	1597,041395

---

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

Q_н= 46,166 т/ч
Газ будет отделяться от нефти с производительностью

Q_г= R_см^г ∙ Q_н

Q_г= R_см^г ∙ Q_н = 0,0105 ∙46,166 = 0,48 т/ч
Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Q_н^сеп по нефти и общей производительностью Q^сеп, соответственно:

Q_н^сеп = Q_н - Q_г = 46,166 – 0,48 = 45,68 т/ч

Q^сеп =Q_н^сеп + Q_воды = 45,68 + 116,66 = 162,346 т/ч
Данные по расчету сепарации второй ступени сводим в таблицу 3.15.
Таблица 3.15.

Материальный баланс второй ступени сепарации

	Приход				Расход
	%масс	т/ч	т/г				%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия			99,70149409
В том числе						В том числе
нефть	28,35189141	46,1661966	387796,0511	Нефть			28,13737723	45,68013	383713,1
вода	71,64810859	116,666667	980000	Вода			71,86262277	116,6667	980000
				Всего			100	162,3468	1363713
Итого	100	162,832863	1367796,051	Газ			0,298505905	0,486066	4082,952
				Итого			100	162,8329	1367796

---