1. Материальный баланс первой ступени сепарации
Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:
Р = 0,75 МПа; t = 150С.
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:
,
где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящегося 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 = 0,75 МПа и температуре t = 150С).
Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:
,
где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии;
- мольная доля отгона.
Поскольку , то получим:
Уравнение используется для определения методом последовательного
приближения мольной доли отгона , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.
При расходе нефтяной эмульсии - 1 млн. 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. 1.1.
Таблица 1.1.
Исходные данные для расчета
Компонент смеси
| Мольная доля компонента в нефти ( )
| Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль
| Кi
| CO2
| 0,08
| 44
| 23,9
| N2
| 0,55
| 28
| 67,6
| CH4
| 22,86
| 16
| 29,39
| С2Н6
| 2,2
| 30
| 4,47
| С3Н8
| 5,71
| 44
| 0,97
| изо-С4Н10
| 1,68
| 58
| 0,46
| н-С4Н10
| 4,9
| 58
| 0,32
| изо-С5Н12
| 2,19
| 72
| 0,08
| н-С5Н12
| 3,22
| 72
| 0,06
| С6Н14+
| 56,61
| 86
| 0,017
|
| = 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. 1.2.
Таблица 1.2.
Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси
|
= 24,5
|
= 25,26
|
= 25,5
| CO2
| 0,003
| 0,003
| 0,003
| Азот N2
| 0,021
| 0,021
| 0,021
| Метан CH4
| 0,845
| 0,822
| 0,815
| Этан С2Н6
| 0,053
| 0,052
| 0,052
| Пропан С3Н8
| 0,056
| 0,056
| 0,056
| Изобутан изо-С4Н10
| 0,009
| 0,009
| 0,009
| Н-бутан н-С4Н10
| 0,019
| 0,019
| 0,019
| Изопентан изо-С5Н12
| 0,002
| 0,002
| 0,002
| Н-пентан н-С5Н12
| 0,003
| 0,003
| 0,003
| С6Н14 +
| 0,013
| 0,013
| 0,013
| Yi
| 1,023
| 1,000
| 0,992
|
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 25,26 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 1.3.
Таблица 1.3.
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
| 0,08
| 0,003
| 0,07
| 0,01
| 0,01
| N2
| 0,55
| 0,021
| 0,53
| 0,02
| 0,03
| CH4
| 22,86
| 0,822
| 20,77
| 2,09
| 2,80
| С2Н6
| 2,2
| 0,052
| 1,32
| 0,88
| 1,17
| С3Н8
| 5,71
| 0,056
| 1,41
| 4,30
| 5,75
| изо-С4Н10
| 1,68
| 0,009
| 0,23
| 1,45
| 1,95
| н-С4Н10
| 4,9
| 0,019
| 0,48
| 4,42
| 5,92
| изо-С5Н12
| 2,19
| 0,002
| 0,06
| 2,13
| 2,85
| н-С5Н12
| 3,22
| 0,003
| 0,06
| 3,16
| 4,22
| С6Н14+
| 56,61
| 0,013
| 0,32
| 56,29
| 75,30
| Итого
| 100
| 1,000
| 25,25
| 74,75
| 100,00
|
Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 1.4.
Таблица 1.4.
Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
Компонент
смеси
| Молярный состав
сырой
нефти
(zi), %
| Массовый cостав 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
| 0,08
| 3,52
| 3,13
| 0,39
| 88,98
| N2
| 0,55
| 15,4
| 14,75
| 0,65
| 95,81
| CH4
| 22,86
| 365,76
| 332,31
| 33,45
| 90,85
| С2Н6
| 2,2
| 66
| 39,71
| 26,29
| 60,17
| С3Н8
| 5,71
| 251,24
| 62,03
| 189,21
| 24,69
| изо-С4Н10
| 1,68
| 97,44
| 13,11
| 84,33
| 13,45
| н-С4Н10
| 4,9
| 284,2
| 27,74
| 256,46
| 9,76
| изо-С5Н12
| 2,19
| 157,68
| 4,15
| 153,53
| 2,63
| н-С5Н12
| 3,22
| 231,84
| 4,61
| 227,23
| 1,99
| С6Н14+
| 56,61
| 4868,46
| 27,81
| 4 840,65
| 0,57
| Итого
| 100
| 6341,54
| 529,35
| 5 812,19
| Rсмг = 8,35
| Rсмг = 0,0835 – массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг= Miг/ N0гi
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 63 % масс.
Производительность общего потока Q сырого продукта составляет 357,14 т/ч.
Количество безводной нефти в этом потоке составляет:
Qн = 0,37.Q = 0,37.357,14 = 132,14 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 0,0835. 132,14 = 11,03 т/ч.
Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:
Qнсеп = Qн - Qг = 132,14 – 11,03 = 121,11 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q . 0,63 = 121,11 + 225,0 = 346,11 т/ч.
Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:
Qдо сеп = Qпосле сеп;
Qдо сеп = Q = 132,14 кг/ч;
Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;
Qсеп+ Qг = 121,11 + 11,03 = 132,14 кг/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в таблицу 1.5.
Таблица 1.5.
Материальный баланс сепарации первой ступени
Приход
| Расход
|
| % масс
| т/ч
| т/г
|
| % масс
| т/ч
| т/г
| Эмульсия,
в том числе:
нефть
вода
| 37
63
| 132,14
225,00
| 1109984,88
1890015,12
| Эмульсия,
в том числе: нефть
вода
| 96,91
33,91
66,09
| 121,11
225,00
| 1017318,47
1889989,72
| Всего
| 100
| 346,11
| 2907308,19
| Итого
| 100
| 357,14
| 3000000,00
| Газ
| 3,09
| 11,03
| 92691,81
| Итого
| 100,0
| 357,14
| 3000000,00
| |