Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны: Р = 1 МПа; t = 500С.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.8.
Таблица 2.8.
Исходные данные для расчета
№ п/п
|
Компонент смеси
|
Мольная доля компонента в нефти ( ) Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмольКi
|
|
|
1
|
СО2
|
0,25
|
44
|
568,9
|
2
|
N2
|
0,24
|
28
|
639,2
|
3
|
CH4
|
28,17
|
16
|
313,7
|
4
|
С2Н6
|
1,64
|
30
|
60,11
|
5
|
С3Н8
|
1,45
|
44
|
16,99
|
6
|
изо-С4Н10
|
1,11
|
58
|
8,52
|
7
|
н-С4Н10
|
2,75
|
58
|
6,3
|
8
|
изо-С5Н12
|
1,29
|
72
|
2,022
|
9
|
н-С5Н12
|
1,95
|
72
|
1,571
|
10
|
С6Н14+
|
61,15
|
210
|
0,533
|
|
å
|
100,00
|
|
-
|
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. 2.9.
Таблица 2.9.
Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси
|
= 78,9 = 80
|
|
СО2
|
0,003
|
0,003
|
Азот N2
|
0,003
|
0,002
|
Метан CH4
|
0,357
|
0,351
|
Этан С2Н6
|
0,020
|
0,020
|
Пропан С3Н8
|
0,018
|
0,017
|
Изобутан изо-С4Н10
|
0,014
|
0,013
|
Н-бутан н-С4Н10
|
0,033
|
0,033
|
Изопентан изо-С5Н12
|
0,014
|
0,014
|
Н-пентан н-С5Н12
|
0,021
|
0,021
|
Гексан и выше С6Н14 +
|
0,516
|
0,520
|
åYi
|
1,000
|
0,998
|
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 78,9 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл.2.10.
Таблица 2.10.
Мольный баланс процесса сепарации второй 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 
|
|
|
СО2
|
0,25
|
0,0032
|
0,2499
|
0,0001
|
0,0006
|
N2
|
0,24
|
0,0030
|
0,2399
|
0,0001
|
0,0005
|
CH4
|
28,17
|
0,3567
|
28,1460
|
0,0240
|
0,1139
|
С2Н6
|
1,64
|
0,0207
|
1,6327
|
0,0073
|
0,0345
|
С3Н8
|
1,45
|
0,0181
|
1,4275
|
0,0225
|
0,1067
|
изо-С4Н10
|
1,11
|
0,0136
|
1,0762
|
0,0338
|
0,1604
|
н-С4Н10
|
2,75
|
0,0334
|
2,6380
|
0,1120
|
0,5316
|
изо-С5Н12
|
1,29
|
0,0144
|
1,1393
|
0,1507
|
0,7153
|
н-С5Н12
|
1,95
|
0,0211
|
1,6663
|
0,2837
|
1,3466
|
С6Н14+
|
61,15
|
0,5161
|
40,7194
|
20,4306
|
96,9900
|
Итого
|
100,00
|
1,000
|
åN0гi »78,935
|
21,06
|
100,00
|
Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.11.
Таблица 2.11.
Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
Компонент смеси Молярный состав сырой нефти ( ), %Массовый состав сырой нефти Mic= . MiМассовый состав газа из сепаратора
Miг=N0гi. MiМассовый состав нефти из сепаратора
Miн= Mic - MiгМасса выделившегося газа, относительно сырой нефти
Riг=100. Miг/ Mic, %
|
|
|
|
|
СО2
|
0,250
|
 11,00
|
10,995
|
0,005
|
99,953
|
N2
|
0,240
|
6,720
|
6,717
|
0,003
|
99,958
|
CH4
|
28,170
|
450,720
|
450,336
|
0,384
|
99,915
|
С2Н6
|
1,640
|
49, 200
|
48,982
|
0,218
|
99,557
|
С3Н8
|
1,450
|
63,800
|
62,811
|
0,989
|
98,450
|
изо-С4Н10
|
1,110
|
64,380
|
62,421
|
1,959
|
96,957
|
н-С4Н10
|
2,750
|
159,500
|
153,005
|
6,495
|
95,928
|
изо-С5Н12
|
1,290
|
92,880
|
82,031
|
10,849
|
88,319
|
н-С5Н12
|
1,950
|
140,400
|
119,977
|
20,423
|
85,453
|
С6Н14+
|
61,150
|
12841,500
|
8551,084
|
4290,416
|
66,589
|
Итого
|
100,00
|
åMic=13880,1
|
åMiг =9548,359
|
åMiн=4331,741
|
Rсмг= 68,792
|
Rсмг=0,688 - массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг=å Miг/ åN0гi
Mсрг = 9548,359/78,935 = 120,964
Плотность газа:
 кг/м3,
Плотность газа при н. у:
 кг/м
Таблица 2.12.
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
|
СО2
|
0,0031657
|
44
|
0,1151489
|
|
N2
|
0,0030392
|
28
|
0,0703492
|
|
CH4
|
0,3565701
|
16
|
4,7163717
|
|
С2Н6
|
0,0206845
|
30
|
0,5129895
|
|
С3Н8
|
0,0180848
|
44
|
0,6578233
|
320,065
|
изо-С4Н10
|
0,0136342
|
58
|
0,6537325
|
318,075
|
н-С4Н10
|
0,03342
|
58
|
1,6024233
|
779,662
|
изо-С5Н12
|
0,0144335
|
72
|
0,8591081
|
418
|
н-С5Н12
|
0,0211102
|
72
|
1,2565164
|
611,36
|
С6Н14+
|
0,5158579
|
210
|
89,555537
|
43573,4
|
Итого
|
1
|
|
100
|
46020,6
|
Составим материальный баланс блока без сбора воды:
Qг = Rсм3
г. Qн, Qг = 0,688.92,857 = 63,878 т/ч.
Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:
Qнсеп = Qн - Qг = 92,8573 - 63878 = 28,979 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q. Н2О = 8,979 + 26,19 = 55,17 т/ч.
Данные по расчету блока сепарации второй ступени сводим в табл.2.13.
Таблица 2.13.
Материальный баланс второй ступени сепарации
|
Приход
|
Расход
|
|
%масс
|
т/ч
|
т/г
|
|
%масс
|
т/ч
|
т/г
|
Эмульсия
|
|
|
|
Эмульсия
|
46,34
|
|
|
в том числе:
|
|
|
|
в том числе:
|
|
|
|
нефть
|
73,035
|
92,86
|
780000
|
нефть
|
52,53
|
28,98
|
243424,63
|
вода
|
20,60
|
26, 19
|
220000
|
вода
|
47,47
|
26, 19
|
220000
|
|
|
|
|
Всего
|
100,00
|
55,17
|
463424,63
|
ИТОГО
|
93,635
|
119,048
|
1000000
|
Газ
|
53,66
|
63,87802
|
536575,37
|
|
|
|
|
ИТОГО
|
100,00
|
119,05
|
1000000,0
|
|
Скачать 3.58 Mb.