´, при которой выполняется условие:
∑ уi´ = 1
Подбор величины N´ приводится в таблице 3.3
Таблица 3.3.
Определение мольной доли отгона N´
компонент
|
N'=25,5
|
CO2
|
0,012
|
N2
|
0,007
|
CH4
|
0,891
|
C2H6
|
0,043
|
C3H8
|
0,024
|
н-C4H10
|
0,009
|
i-C4H10
|
0,004
|
н-C5H12
|
0,0011
|
i-C5H12
|
0,0013
|
остаток
|
0,0078
|
Итого
|
1,000
|
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 25,5 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в таблице 3.4.
Таблица 3.4.
Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
|
компоненты смеси
|
Молярный состав сырой нефти , (Z´i), %
|
Газ сепаратора
|
Нефть из сепаратора моли (Z´i- Nг0i)
|
Мольный состав нефти из блока сепараторов 
|
Молярная концентрация
|
Моли, Nг0i= N´∙ уi´
|
CO2
|
0,36
|
0,011763653
|
0,29997314
|
0,060026858
|
0,08059099
|
N2
|
0,2
|
0,007400106
|
0,18870271
|
0,011297293
|
0,015167545
|
CH4
|
25,91
|
0,890937345
|
22,7189023
|
3,191097702
|
4,28431092
|
C2H6
|
2,16
|
0,042772277
|
1,09069307
|
1,069306931
|
1,435632434
|
C3H8
|
3,52
|
0,024486281
|
0,62440015
|
2,895599845
|
3,887580762
|
i-C4H10
|
1,19
|
0,004213932
|
0,10745528
|
1,082544722
|
1,453405256
|
н-C4H10
|
3,45
|
0,008668342
|
0,22104271
|
3,228957286
|
4,335140523
|
i-C5H12
|
2,1
|
0,001385681
|
0,03533487
|
2,064665127
|
2,771982614
|
н-C5H12
|
2,15
|
0,001138771
|
0,02903867
|
2,120961335
|
2,847564899
|
Остаток
|
58,96
|
0,007887098
|
0,201121
|
58,758879
|
78,88862406
|
Итого
|
100
|
1,000653486
|
25,5166639
|
74,4833361
|
100
|
Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в таблице 3.5.
Таблица 3.5.
Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
компоненты смеси
|
молярный состав сырой нефти , (Z´i), %
|
Массовый состав сырой нефти, Мic=Z´i ∙ Mi
|
Массовый состав газа из сепаратора, Мiг=Nг0i ∙ Mi
|
Массовый состав нефти из сепаратора? Мiн= Мic - Мiг
|
Масса выделившегося , относительно сырой нефти, Riг= Мiг / Мic∙100
|
CO2
|
0,36
|
15,84
|
13,1988183
|
2,641181737
|
83,32587287
|
N2
|
0,2
|
5,6
|
5,28367579
|
0,31632421
|
94,3513534
|
CH4
|
25,91
|
414,56
|
363,502437
|
51,05756323
|
87,6839147
|
C2H6
|
2,16
|
64,8
|
32,7207921
|
32,07920792
|
50,4950495
|
C3H8
|
3,52
|
154,88
|
27,4736068
|
127,4063932
|
17,73864076
|
i-C4H10
|
1,19
|
69,02
|
6,23240613
|
62,78759387
|
9,029855303
|
н-C4H10
|
3,45
|
200,1
|
12,8204774
|
187,2795226
|
6,407035176
|
i-C5H12
|
2,1
|
151,2
|
2,54411085
|
148,6558891
|
1,682612999
|
н-C5H12
|
2,15
|
154,8
|
2,0907839
|
152,7092161
|
1,350635593
|
Остаток
|
58,96
|
5070,56
|
17,2964056
|
5053,263594
|
0,341114307
|
Итого
|
100
|
6301,36
|
483,163514
|
5818,196486
|
7,667606891
|
Rсмг = 0,0767 – массовая доля отгона
Средняя молекулярная масса газа:
Мсрг = ∑ Мiг /∑ Nг0i
Мсрг =483,163/25,517 = 18,935
Плотность газа:
ρср= = =8,154 кг/м3
Плотность газа при н.у.: ρср= =  = 0,845 кг/м3
Таблица 3.6.
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
компоненты смеси
|
Молярная концентрация, Nг0i / ∑Nг0i
|
Молекулярная масса? Мi
|
Массовый состав,  , %
|
Содержание тяжелых углеводородов
 , г/м3
|
CO2
|
0,01175597
|
44
|
2,73174979
|
-
|
N2
|
0,007395273
|
28
|
1,09355852
|
-
|
CH4
|
0,89035551
|
16
|
75,2338342
|
-
|
C2H6
|
0,042744344
|
30
|
6,77219847
|
-
|
C3H8
|
0,02447029
|
44
|
5,68619236
|
463,6817239
|
i-C4H10
|
0,004211181
|
58
|
1,28991655
|
105,1865101
|
н-C4H10
|
0,008662681
|
58
|
2,65344485
|
216,3757056
|
i-C5H12
|
0,001384776
|
72
|
0,52655277
|
42,9378536
|
н-C5H12
|
0,001138028
|
72
|
0,43272802
|
35,28689514
|
Остаток
|
0,007881947
|
86
|
3,57982445
|
291,91752
|
Итого
|
1
|
|
100
|
1155,386208
|
В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ. Количество безводной нефти в этом потоке составляет:
Qн = 50
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Qг = Rсмг ∙ Qн
Qг=0,0767 ∙ 50 = 3,835 т/ч
Qнсеп = Qн - Qг =50 – 3,835 =46,165 т/ч
Qсеп = Qнсеп + Qводы=46,1662+ 116,6667=157,83 т/ч
Правильность расчета материального баланса определится выполнением условия:
∑ Qдо сеп = ∑ Qпосле сеп
∑ Qдо сеп = Q = 50 т/ч
∑ Qпосле сеп= Qнсеп + Qг
Qнсеп + Qг=46,165 + 3,835=50 т/ч
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в таблицу 3.7.
Таблица 3.7.
Материальный баланс сепарации первой ступени
|
Приход
|
Расход
|
|
%масс
|
т/ч
|
т/г
|
|
% масс
|
т/ч
|
т/г
|
Эмульсия
|
|
|
|
Эмульсия
|
97,69971793
|
|
|
В том числе
|
В том числе
|
нефть
|
30
|
50
|
420000
|
Нефть
|
28,35189141
|
46,1662
|
387796,1
|
вода
|
70
|
116,6666667
|
980000
|
Вода
|
71,64810859
|
116,6667
|
980000
|
|
|
|
|
Всего
|
|
162,8329
|
1367796
|
Итого
|
|
166,6666667
|
1400000
|
Газ
|
2,300282067
|
3,833803
|
32203,95
|
Итого
|
100
|
166,6667
|
1400000
|
3.2. Материальный баланс второй ступени со сбросом воды
Материальный баланс второй ступени сепарации
Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:
Р = 0,5МПа; t = 20 0С
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) c учетом условий сепарации приведены в таблице 3.10.
Таблица 3.10.
Исходные данные для расчета
компонент
|
zi'
|
Mi
|
Ki
|
CO2
|
0,0805
|
44
|
42,5
|
N2
|
0,015
|
28
|
105,2
|
CH4
|
4,284
|
16
|
46,56
|
C2H6
|
1,435
|
30
|
7,44
|
C3H8
|
3,887
|
44
|
1,67
|
н-C4H10
|
4,335
|
58
|
0,56
|
i-C4H10
|
1,453
|
58
|
0,79
|
н-C5H12
|
2,847
|
72
|
0,11
|
i-C5H12
|
2,772
|
72
|
0,15
|
остаток
|
78,89
|
86
|
0,032
|
Σ
|
100
|
-
|
-
|
Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:
у1= |
Скачать 180.54 Kb.