Файл: Расчет технологического процесса подготовки углеводородного сырья на.docx

---

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









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

• 
  обезвоженная нефть: вода – 40,0 %; нефть – 60,0 %;
  

• 
  подтоварная вода: нефть – 0,3 %; вода – 99,7 %.
  

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



Решая эту систему, получаем





= 40т/ч



Таблица 3.7 – Материальный баланс блока сброса воды

Показатель	Приход			Показатель	Расход
	% масс	кг/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия в том числе:	–	–	–	Обезвоженная нефть	22,86	–	–
нефть	7,08	31,761	266793	в том числе:	–	–	–
вода	92,92	417,11	3303724	нефть	60	24	210240
–	–	–	–	вода	40	16	140160
–	–	–	–	Всего	100	40	350400
–	–	–	–	Подтоварная вода	77,14	–	–
–	–	–	–
–	–	–	–	в том числе:	–	–	–
–	–	–	–	вода	99,7	338,212	2570812,9
–	–	–	–	нефть	0,3	1,018	8760
–	–	–	–	Всего	100,0	339,23	2579572,9
Итого	100,0	448,871	3570517,0	Итого	100,0	448,87	3875094,71

---

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

40 т/ч

В том числе

-нефть- 0,60*40=24 т/ч

-вода- 0,40*40=16 т/ч

= 339,23 т/ч

В том числе

-нефть- 0,003*339,23=1,018т/ч

-вода- 0,997*339,23=338,212т/ч

---

3.3 Материальный баланс второй ступени сепарации

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны

Р=0,1 Мпа

Т=56

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.8 – Исходные данные для расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
1	CO2	1,52	44	95,0
2	N2	0,65	28	683,0
3	CH4	27,16	16	197,5
4	С2Н6	8,41	30	46,0
5	С3Н8	6,19	44	14,65
6	изо-С4Н10	0,73	58	6,45
7	н-С4Н10	2,37	58	4,65
8	изо-С5Н12	1,03	72	1,95
9	н-С5Н12	2,3	72	1,575
10	С6Н14+	49,64	86	0,215
–	–	100	–	–

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

---

= =0,0246

= =0,0105

= =0,4400

= =0,1353

= =0,0968

= =0,0108

= =0,0340

= =0,0126

= =0,0267

= =0,2057

Подбор величины приводится в таблице 3.9.

Таблица 3.9 – Определение мольной доли отгона N'

Компонент смеси	=61,0	= 61,2	= 61,5
Оксид углерода CO2	0,0251	0,0254	0,0249
Азот N2	0,011	0,0114	0,0109
Метан CH4	0,4441	0,4425	0,4406
Этан С2Н6	0,1363	0,1361	0,1352
Пропан С3Н8	0,0975	0,0976	0,0968
Изобутан изо-С4Н10	0,0106	0,0101	0,0105
Н-бутан н-С4Н10	0,0339	0,0333	0,0337
Изопентан изо-С5Н12	0,0125	0,0121	0,0124
Н-пентан н-С5Н12	0,0266	0,0262	0,0265
С6Н14 +	0,2047	0,2055	0,2063
Yi	1,0023	1,000	0,9978

---