2 РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ (ДНС)
2.1 Материальный баланс первой ступени сепарации
Исходные данные для расчета:
Годовая производительность установки по товарной нефти -1 800 000 тонн/год
Обводненность сырой нефти – 80%
Давление первой стадии сепарации – 0,3 МПа
Температура первой стадии сепарации – 15 ℃.
Давление стадии отстаивания – 0,3 Мпа;
Температура стадии отстаивания - 50℃
Давление второй стадии сепарации – 0,1 МПа;
Температура второй стадии сепарации – 50℃
Компонентный состав нефти приведен в табл. 2.1.
Таблица 2.1
Комплексный состав нефти № п/п
| Компонент смеси
| Мольная доля компонента в нефти, % мол.
| 1
| Диоксид углерода (СО2)
| 0,09
| 2
| Азот (N2)
| 0,18
| 3
| Метан (СН4)
| 12,87
| 4
| Этан (С2Н6)
| 0,94
| 5
| Пропан (С3Н8)
| 2,29
| 6
| n-Бутан (n-С4Н10)
| 1,15
| 7
| i-Бутан (i- С4Н10)
| 2,52
| 8
| n-Пентан (n-С5Н12)
| 1,80
| 9
| i-Пентан (i- С5Н12)
| 2,20
| 10
| Гексан и выше (С6Н14+)
| 75,96
|
| Итого
| 100,00
|
Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:
Р = 0,3 МПа; t = 15 0С.
Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона:
|
,
| (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 = 0,3 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 (2.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.
При расходе нефтяной эмульсии Gэ - 1800000 тонн/год часовая производительность установки составит:
ч.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2.
Исходные данные для расчета Компонент смеси
| Мольная доля компонента в нефти
| Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль
| Кi
| CO2
| 0,09
| 44
| 59,8
| N2
| 0,18
| 28
| 169,1
| CH4
| 12,87
| 16
| 73,74
| С2Н6
| 0,94
| 30
| 11,17
| С3Н8
| 2,29
| 44
| 2,44
| изо-С4Н10
| 1,15
| 58
| 1,15
| н-С4Н10
| 2,52
| 58
| 0,81
| изо-С5Н12
| 1,8
| 72
| 0,21
| н-С5Н12
| 2,2
| 72
| 0,16
| С6Н14+
| 75,96
| 86
| 0,043
| Сумма
| 100
|
|
|
Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти. Рассчитаем, как пример, для первого компонента. Далее расчет будет выполнен с помощью Excel и сведен в таблицу.
Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие:
Таблица 2.3
Определение мольной доли отгона N Компонент
| 14
| 15
| 14,7
| CO2
| 0,005829
| 0,005480
| 0,0056
| Азот N2
| 0,01241
| 0,01161
| 0,0118
| Метан CH4
| 0,84859
| 0,79677
| 0,8116
| Этан С2Н6
| 0,04332
| 0,04158
| 0,0421
| Пропан С3Н8
| 0,04650
| 0,04595
| 0,0461
| Изобутан изо-С4Н10
| 0,01295
| 0,01293
| 0,0129
| Н-бутан н-С4Н10
| 0,02097
| 0,02101
| 0,0210
| Изопентан изо-С5Н12
| 0,00425
| 0,00429
| 0,0043
| Н-пентан н-С5Н12
| 0,00399
| 0,00403
| 0,0040
| С6Н14 +
| 0,03772
| 0,03814
| 0,0380
| ΣYi
| 1,03653
| 0,98179
| 1,00
| Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 14,7 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в таблице 2.4.
Таблица 2.4
Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
|
| Газ из сепаратора
|
|
| Компонент смеси
| Молярный состав сырой нефти, %
| Молярная концентрация
| Моли
| Нефть из сепаратора
| Мольный состав нефти из блока сепараторов
| CO2
| 0,09
| 0,0056
| 0,08
| 0,01
| 0,0093
| N2
| 0,18
| 0,0118
| 0,17
| 0,01
| 0,0070
| CH4
| 12,87
| 0,8116
| 11,93
| 0,94
| 1,1002
| С2Н6
| 0,94
| 0,0421
| 0,62
| 0,32
| 0,3766
| С3Н8
| 2,29
| 0,0461
| 0,68
| 1,61
| 1,8891
| изо-С4Н10
| 1,15
| 0,0129
| 0,19
| 0,96
| 1,1247
| н-С4Н10
| 2,52
| 0,0210
| 0,31
| 2,21
| 2,5913
| изо-С5Н12
| 1,8
| 0,0043
| 0,06
| 1,74
| 2,0356
| н-С5Н12
| 2,2
| 0,0040
| 0,06
| 2,14
| 2,5088
| С6Н14+
| 75,96
| 0,0380
| 0,56
| 75,40
| 88,3573
| Сумма
| 100
| 1,0000
| 14,66
| 85,34
| 100,0000
|
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
| Массовый состав газа из сепаратора
| Массовый состав нефти из сепаратора
| Масса выделившегося газа относительно сырой нефти
| CO2
| 0,09
| 3,96
| 3,61
| 0,35
| 91,15
| N2
| 0,18
| 5,04
| 4,87
| 0,17
| 96,68
| CH4
| 12,87
| 205,92
| 190,90
| 15,02
| 92,70
| С2Н6
| 0,94
| 28,2
| 18,56
| 9,64
| 65,81
| С3Н8
| 2,29
| 100,76
| 29,83
| 70,93
| 29,60
| изо-С4Н10
| 1,15
| 66,7
| 11,03
| 55,67
| 16,54
| н-С4Н10
| 2,52
| 146,16
| 17,90
| 128,26
| 12,25
| изо-С5Н12
| 1,8
| 129,6
| 4,53
| 125,07
| 3,49
| н-С5Н12
| 2,2
| 158,4
| 4,25
| 154,15
| 2,68
| С6Н14+
| 75,96
| 6532,56
| 48,05
| 6484,51
| 0,74
| Сумма
| 100
| 7377,3
| 333,53
| 7043,77
| 4,52
| Rсмг=0,0452 – массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг= Miг/ N0гi
Mсрг = 333,53 / 14,66 = 22,75
Плотность газа:
Плотность газа при н.у:
кг/м3
Для получения характеристика газа, выделяющегося в сепараторе, расчет выполняем с помощью Excel и сводим в таблицу 2.6
Таблица 2.6.
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе Компонент
смеси
| Молярная концентрация N0гi/N0гi
| Молекулярная масса
(Mi)
| Массовый состав
[N0гi/N0гi].Mi.100 , %
Mсрг
| Содержание тяжёлых углеводородов
[N0гi/N0гi].Mi.ср.103, г/м3
Mсрг
| CO2
| 0,0056
| 44
| 1,079383514
|
| N2
| 0,0118
| 28
| 1,457064718
|
| CH4
| 0,8116
| 16
| 57,08243402
|
| С2Н6
| 0,0421
| 30
| 5,549477196
|
| С3Н8
| 0,0461
| 44
| 8,918845581
| 256,8627527
| изо-С4Н10
| 0,0129
| 58
| 3,298907443
| 95,00853435
| н-С4Н10
| 0,0210
| 58
| 5,353460617
| 154,1796658
| изо-С5Н12
| 0,0043
| 72
| 1,353488287
| 38,98046267
| н-С5Н12
| 0,0040
| 72
| 1,270960136
| 36,6036519
| С6Н14+
| 0,0380
| 86
| 14,36861925
| 413,8162344
| Итого
| 1,0000
|
| 100
| 995,4513018
| 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 80% масс.
Производительность общего потока Q сырого продукта составляет 214,29 т/ч.
Количество безводной нефти в этом потоке составляет:
Qн = 0,2.Q = 0,2.214,29 = 42,86 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 0,0452 . 42,86 = 1,94 т/ч.
Qнсеп = Qн - Qг = 42,86– 1,94 = 40,92 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 40,92 + 171,43 = 212,35 т/ч.
Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:
Qдо сеп = Qпосле сеп;
Qдо сеп = Q = 214,29 т/ч;
Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;
Qсеп+ Qг = 214,29 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
| 99,09
|
|
| в том числе:
|
|
|
| в том числе:
|
|
|
| нефть
| 20
| 42,86
| 360024
| нефть
| 19,27
| 40,92
| 343728
| вода
| 80
| 171,43
| 1440012
| вода
| 80,72
| 171,43
| 1440012
|
|
|
|
| Всего
| 100
| 212,35
| 1783740
| ИТОГО
| 100
| 214,29
| 1800000
| Газ
| 0,46
| 1,94
| 16296
| ИТОГО
| 100
| 214,29
| 1800000
| 2.2 Материальный баланс блока сбора воды Поток сырой нефти производительностью Qсеп входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:
Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)
Rнсеп = 100 . 40,92 / 212,35 = 19,27 %.
Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 – 19,27 = 80,73 %.
На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в частности:
- обезвоженная нефть: вода – 10%; нефть – 90,00%;
- подтоварная вода: нефть – 0,1%; вода – 99,9%.
Обозначим: Qнот = Н – количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; Qвот = В – количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.
Тогда составим систему уравнений:
Qсеп . Rнсеп = 0,90 . Н + 0,001 . В
Qсеп . Rвсеп = 0,10 . Н + 0,999 . В
Решая эту систему, получаем:
Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны:
Qнот = 45,28 т/ч, в том числе:
- нефть – 0,99.Qнот= 0,90. 45,28 = 40,752 т/ч;
- вода – 0,01.Qнот= 0,1. 45,28 = 4,528 т/ч.
Qвот = 167,07 т/ч, в том числе:
- вода 0,999.Qвот = 0,999. 167,07 = 166,9 т/ч;
- нефть – 0,001.Qвот=0,001. 190,8 = 0,17 т/ч.
Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в таблицу 2.8.
Таблица 2.8.
Материальный баланс блока сброса воды
Приход
| Расход
|
| % масс
| кг/ч
| т/г
|
| % масс
| кг/ч
| т/г
| Эмульсия
|
|
|
| Обезвоженная нефть
| 10,6
|
|
| в том числе:
|
|
|
|
|
|
|
| нефть
| 19,27
| 40,92
| 343728
| в том числе:
|
|
|
| вода
| 80,72
| 171,43
| 1440012
| нефть
| 90
| 40,752
| 342317
|
|
|
|
| вода
| 10
| 4,528
| 38035
|
|
|
|
| Всего
| 100
| 45,28
| 380352
|
|
|
|
| Подтоварная
|
|
|
|
|
|
|
| вода
| 89,4
|
|
|
|
|
|
| в том числе:
|
|
|
|
|
|
|
| вода
| 99,9
| 166,9
| 1401960
|
|
|
|
| нефть
| 0,1
| 0,17
| 1428
|
|
|
|
| Всего
| 100,0
| 190,8
| 1403388
| Итого
| 100
| 212,35
| 1783740
| Итого
| 100,0
| 213,32
| 1783740
|
|