Установка предварительного сброса воды УПСВ. 1. Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброа воды (упсв)

• Название: 1. Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброа воды (упсв)
• Анкор: Установка предварительного сброса воды УПСВ
• Дата: 30.04.2023
• Размер: 3.58 Mb.
• Имя файла: bibliofond.ru_864972.rtf
• Тип: Реферат; #1099391
• страница: 3 из 6

2.1 Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствуют абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:
Р = 4 МПа; t = 15 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]:
, (2.1)
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 = 4 МПа и температуре t = 15 ⁰С).

Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:
, (2.2)
где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии; - мольная доля отгона. Поскольку , то по уравнению (2.2) получим:
(2.3)
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 - 1000000 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.2.2.
Таблица 2.2.

Исходные данные для расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( ) Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмольКi
1	CO2	0,25	44	44,8
2	N2	0,24	28	126,8
3	CH4	28,17	16	55,1
4	С2Н6	1,64	30	8,38
5	С3Н8	1,45	44	1,83
6	изо-С4Н10	1,11	58	0,6
7	н-С4Н10	2,75	58	0,86
8	изо-С5Н12	1,29	72	0,12
9	н-С5Н12	1,95	72	0,16
10	С6Н14+	61,15	210	0,033
	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. 2.3.

Таблица 2.3.

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 32,6 = 31,69 = 30,6
CO2	0,007	0,001	0,007
Азот N2	0,007	0,022	0,007
Метан CH4	0,832	0,820	0,884
Этан С2Н6	0,040	0,038	0,042
Пропан С3Н8	0,020	0,053	0,021
Изобутан изо-С4Н10	0,007	0,010	0,007
Н-бутан н-С4Н10	0,024	0,017	0,024
Изопентан изо-С5Н12	0,002	0,003	0,002
Н-пентан н-С5Н12	0,004	0,004	0,004
С6Н14 +	0,029	0,030	0,028
åYi	0,977	1,000	1,030

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 31,69 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл.2.4.
Таблица 2.4.

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	0,25	0,007	0,238		0,011		0,017
N2	0,24	0,007	0,236		0,004		0,006
CH4	28,17	0,855	27,11		1,061		1,55
С2Н6	1,64	0,041	1,304		0,335		0,491
С3Н8	1,45	0,021	0,666		0,784		1,15
изо-С4Н10	1,11	0,007	0,242		0,868		1,27
н-С4Н10	2,75	0,025	0,784		1,966		2,88
изо-С5Н12	1,29	0,002	0,068		1,222		1,79
н-С5Н12	1,95	0,004	0,135		1,815		2,66
С6Н14+	61,15	0,029	0,922		60,2		88, 19
Итого	100	1,00047	31,70496		68,29504		100,00000

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.5.
Таблица 2.5. Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси Молярный состав сырой нефти ( ), %Массовый состав сырой нефти

M_i^c= ^. M_iМассовый состав газа из сепаратора

M_i^г=N₀^г_i^. M_iМассовый состав нефти из сепаратора

M_i^н= M_i^c - M_i^гМасса выделившегося газа, относительно сырой нефти

Riг=100. Miг/ Mic, %
CO2	0,25		11		10,49502763		0,504972373		95,40934207
N2	0,24		6,72		6,607671175		0,112328825		98,32844011
CH4	28,17		450,72		433,7511998		16,96880021		96,23517922
С2Н6	1,64		49,2		39,13371715		10,06628285		79,54007551
С3Н8	1,45		63,8		29,29418183		34,50581817		45,91564551
изо-С4Н10	1,11		64,38		14,01815446		50,36184554		21,77408273
н-С4Н10	2,75		159,5		45,48726081		114,0127392		28,51865882
изо-С5Н12	1,29		92,88		4,897938563		87,98206144		5,273404999
н-С5Н12	1,95		140,4		9,701284812		130,6987152		6,909747017
С6Н14+	61,15		12841,5		193,6285251		12647,87147		1,507834172
Итого	100		åMic=13880,1		åMiг =787,01		åMiн=13093,08		Rсмг= 5,67

R_см^г= 0,056 - массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:
M_ср^г=å M_i^г/ åN₀^г_i, M_ср^г = 787,01/31,69 = 24,82
Плотность газа:
кг/м^3,
Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и температуре 0^оС):

кг/м

Таблица 2.6.

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/åN0гi	Молекулярная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/åN0гi]. Mi.100, % Mсрг	Содержание тяжёлых углеводородов [N0гi/åN0гi]. Mi. rср.103, г/м3 Mсрг
CO2	0,007	44	1,333
N2	0,007	28	0,839
CH4	0,855	16	55,113
С2Н6	0,0411	30	4,972
С3Н8	0,0210	44	3,722	371,64
изо-С4Н10	0,008	58	1,781	177,84
н-С4Н10	0,0247	58	5,780	577,08
изо-С5Н12	0,00214	72	0,622	62,138
н-С5Н12	0,0042	72	1,232	123,08
С6Н14+	0,029	210	24,602	2456,48
Итого	1		100	3768,26

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 65% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет: Q_н = 95,24 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Q_г = R_см^3,
г. Q_н

Q_г = 0,0567.95,24 = 5,40 т/ч.

Q_н^сеп = Q_н - Q_г = 95,24 - 5,40 = 89,838 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q _воды = 89,838 + 23,81 = 113,647 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. 2.7.
Таблица 2.7. Материальный баланс сепарации первой ступени

	Приход			Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	95,464
в том числе:				в том числе:
нефть	80,0	95,2	800000,0	нефть	79,050	89,84	754639,2
вода	20,0	23,8	200000,0	вода	20,950	23,81	200000,0
				Всего	100,0	113,65	954639,2
ИТОГО	100,0	119,1	1000000,0	Газ	4,536	5,40	45360,8
				ИТОГО	100,0	119,05	1000000,0