Материальный баланс первой ступени сепарации

Пример расчета материального баланса дожимной насосной станции (ДНС)

Исходные данные для расчета

Годовая производительность установки по сырью - 550000 тонн/год

Обводненность сырой нефти - 49%

Компонентный состав нефти приведен в табл. 3.1.

Таблица 3.1.

Компонентный состав нефти

Материальный баланс первой ступени сепарации

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

Р = 0,8 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[4]:

, (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 = 0,8 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 - 550000 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. 3.2.

Таблица 3.2.

Исходные данные для расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ()	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
	CO2	0,03		8,2
	N2	0,54		81,5
	CH4	22,4		19,3
	С2Н6	1,7		3,5
	С3Н8	4,91		1,1
	изо-С4Н10	1,96		0,46
	н-С4Н10	4,47		0,33
	изо-С5Н12	1,98		0,14
	н-С5Н12	2,93		0,11
	С6Н14+	59,08		0,04
	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. 3.3.

Таблица 3.3.

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 24,5	= 23,75	= 23
CO2	0,001	0,001	0,001
Азот N2	0,026	0,022	0,021
Метан CH4	0,928	0,820	0,775
Этан С2Н6	0,040	0,038	0,037
Пропан С3Н8	0,053	0,053	0,053
Изобутан изо-С4Н10	0,010	0,010	0,010
Н-бутан н-С4Н10	0,017	0,017	0,018
Изопентан изо-С5Н12	0,003	0,003	0,004
Н-пентан н-С5Н12	0,004	0,004	0,004
С6Н14 +	0,029	0,030	0,031
åYi	0,976	1,000	1,025

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 23,75 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.4.

Таблица 3.4.

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	0,030	0,001	0,02	0,01	0,01
N2	0,540	0,022	0,52	0,02	0,03
CH4	22,400	0,820	19,14	3,26	4,21
С2Н6	1,700	0,038	0,88	0,82	1,06
С3Н8	4,910	0,053	1,23	3,68	4,75
изо-С4Н10	1,960	0,010	0,24	1,72	2,22
н-С4Н10	4,470	0,017	0,41	4,06	5,25
изо-С5Н12	1,980	0,003	0,08	1,90	2,45
н-С5Н12	2,930	0,004	0,09	2,84	3,66
С6Н14+	59,080	0,030	0,71	59,08	76,35
Итого	100,000	1,000	23,35	77,38	100,00

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.5.

Таблица 3.5.

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (), %	Массовый состав сырой нефти Mic= .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	0,03	1,32	0,94	0,38	71,41
N2	0,54	15,12	14,53	0,59	96,13
CH4	22,40	358,40	306,30	52,10	85,46
С2Н6	1,70	51,00	26,32	24,68	51,60
С3Н8	4,91	216,04	54,22	161,82	25,10
изо-С4Н10	1,96	113,68	13,97	99,71	12,29
н-С4Н10	4,47	259,26	23,68	235,58	9,13
изо-С5Н12	1,98	142,56	5,83	136,73	4,09
н-С5Н12	2,93	210,96	6,84	204,12	3,24
С6Н14+	59,08	5080,88	61,17	5080,88	1,20
Итого		åMic=6449,22	åMiг =513,81	åMiн=5996,57	Rсмг= 7,97

R_см^г= 0,0797 – массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

M_ср^г=å M_i^г/ åN₀^г_i

M_ср^г = 513,81 / 23,35 = 22,02

Плотность газа:

кг/м³,

Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и температуре 0^оС):

кг/м³,

Таблица 3.6.

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

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 49% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет:

Q_н = 33,39 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 0,0797 ^. 33,39 = 2,66 т/ч.

Q_н^сеп = Q_н - Q_г = 33,39 – 2,66 = 30,73 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q _воды = 30,73 + 32,08 = 62,82 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

åQ^{до сеп} = åQ^{после сеп};

åQ^{до сеп} = Q = 33,39 т/ч;

åQ^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 30,73 + 2,66 = 33,39 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.7.

Таблица 3.7.

Материальный баланс сепарации первой ступени

Поиск по сайту: