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 печи 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
| 0,25
| 44
| 23,9
| N2
| 0,24
| 28
| 67,6
| CH4
| 28,17
| 16
| 29,39
| С2Н6
| 1,64
| 30
| 4,47
| С3Н8
| 1,45
| 44
| 0,97
| изо-С4Н10
| 1,11
| 58
| 0,46
| н-С4Н10
| 2,75
| 58
| 0,32
| изо-С5Н12
| 1,29
| 72
| 0,08
| н-С5Н12
| 1,95
| 72
| 0,06
| С6Н14+
| 61,15
| 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
|
= 28,3
|
= 28,92
|
= 29,5
| CO2
| 0,008
| 0,008
| 0,008
| Азот N2
| 0,008
| 0,008
| 0,008
| Метан CH4
| 0,916
| 0,899
| 0,883
| Этан С2Н6
| 0,037
| 0,037
| 0,036
| Пропан С3Н8
| 0,014
| 0,014
| 0,014
| Изобутан изо-С4Н10
| 0,006
| 0,006
| 0,006
| Н-бутан н-С4Н10
| 0,011
| 0,011
| 0,011
| Изопентан изо-С5Н12
| 0,001
| 0,001
| 0,001
| Н-пентан н-С5Н12
| 0,002
| 0,002
| 0,002
| С6Н14 +
| 0,014
| 0,015
| 0,015
| Yi
| 1,018
| 1,000
| 0,984
|
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 28,92 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
| 0,25
| 0,008
| 0,23
| 0,02
| 0,03
| N2
| 0,24
| 0,008
| 0,23
| 0,01
| 0,01
| CH4
| 28,17
| 0,899
| 26,00
| 2,17
| 3,06
| С2Н6
| 1,64
| 0,037
| 1,06
| 0,58
| 0,82
| С3Н8
| 1,45
| 0,014
| 0,41
| 1,04
| 1,46
| изо-С4Н10
| 1,11
| 0,006
| 0,17
| 0,94
| 1,32
| н-С4Н10
| 2,75
| 0,011
| 0,32
| 2,43
| 3,42
| изо-С5Н12
| 1,29
| 0,001
| 0,04
| 1,25
| 1,76
| н-С5Н12
| 1,95
| 0,002
| 0,05
| 1,90
| 2,68
| С6Н14+
| 61,15
| 0,015
| 0,42
| 60,73
| 85,44
| Итого
| 100
| 1,000
| 28,92
| 71,08
| 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
| 0,25
| 11
| 9,97
| 1,03
| 90,68
| N2
| 0,24
| 6,72
| 6,48
| 0,24
| 96,49
| CH4
| 28,17
| 450,72
| 415,94
| 34,78
| 92,28
| С2Н6
| 1,64
| 49,2
| 31,75
| 17,45
| 64,52
| С3Н8
| 1,45
| 63,8
| 18,05
| 45,75
| 28,30
| изо-С4Н10
| 1,11
| 64,38
| 10,15
| 54,23
| 15,77
| н-С4Н10
| 2,75
| 159,5
| 18,37
| 141,13
| 11,52
| изо-С5Н12
| 1,29
| 92,88
| 2,93
| 89,95
| 3,15
| н-С5Н12
| 1,95
| 140,4
| 3,35
| 137,05
| 2,38
| С6Н14+
| 61,15
| 5258,9
| 36,12
| 5 222,78
| 0,69
| Итого
| 100
| 6297,5
| 553,12
| 5 744,38
| Rсмг = 8,78
| Rсмг = 0,0878 – 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 = 0,0878. 132,14 = 11,60 т/ч.
Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:
Qнсеп = Qн - Qг = 132,14 – 11,60 = 120,54 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q . 0,63 = 120,54 + 225,0 = 345,54 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 = 120,54 + 11,60 = 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
| 96,75
33,75
66,25
| 120,54
225,00
| 1012614,45
1890120,90
| Всего
| 100
| 345,54
| 2902735,35
| Итого
| 100
| 357,14
| 3000000,00
| Газ
| 3,25
| 11,60
| 97264,65
| Итого
| 100,0
| 357,14
| 3000000,00
| |