ДНС_УПСВ_5вариант. расчет материального баланса установки предварительного сброса воды (упсв)

• Название: расчет материального баланса установки предварительного сброса воды (упсв)
• Дата: 28.05.2022
• Размер: 0.88 Mb.
• Имя файла: ДНС_УПСВ_5вариант.doc
• Тип: Курсовой проект; #554576
• страница: 3 из 4

2.3 Материальный баланс второй ступени сепарации
Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,1 МПа; t = 50⁰С.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.9.

Таблица 2.9

Исходные данные для расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
1	СО2	0,00933	44,00	493,63
2	N2	0,00700	28,00	639,20
3	CH4	1,10021	16,00	313,70
4	С2Н6	0,37659	30,00	60,11

Продолжение таблицы 2.9

5	С3Н8	1,88912	44,00	16,99
6	изо-С4Н10	1,12470	58,00	8,52
7	н-С4Н10	2,59129	58,00	6,30
8	изо-С5Н12	2,03562	72,00	2,02
9	н-С5Н12	2,50884	72,00	1,57
10	С6Н14+	88,35729	86,00	0,64
		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:



Расчет выполняем с помощью Excel.

Таблица 2.10

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 10	= 14,87
СО2	0,00092	0,00062
Азот N2	0,00069	0,00047
Метан CH4	0,10695	0,07266
Этан С2Н6	0,03276	0,02312
Пропан С3Н8	0,12349	0,09502
Изобутан изо-С4Н10	0,05469	0,04524
Н-бутан н-С4Н10	0,10670	0,09130
Изопентан изо-С5Н12	0,03734	0,03573
Н-пентан н-С5Н12	0,03728	0,03633
Гексан и выше С6Н14 +	0,58960	0,60041
Yi	1,09043	1,00

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 14,87 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в таблице 2.11.
Таблица 2.11

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	0,0093	0,000620	0,009	0,0001069	0,0001257
N2	0,0070	0,000466	0,007	0,0000621	0,0000730
CH4	1,1002	0,072662	1,080	0,0197186	0,0231666
С2Н6	0,3766	0,023123	0,344	0,0327482	0,0384745
С3Н8	1,8891	0,095024	1,413	0,4761242	0,5593787
изо-С4Н10	1,1247	0,045238	0,673	0,4520113	0,5310494
н-С4Н10	2,5913	0,091298	1,358	1,2336850	1,4494054
изо-С5Н12	2,0356	0,035730	0,531	1,5043120	1,7673539
н-С5Н12	2,5088	0,036329	0,540	1,9686276	2,3128590
С6Н14+	88,3573	0,600408	8,928	79,42922	93,318113
Итого	100,000	1,001	14,883	85,117	100,000

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.12.

Таблица 2.12

Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi), %	Массовый состав 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 , %
СО2	0,009	0,410	0,406	0,005	98,854
N2	0,007	0,196	0,194	0,002	99,112
CH4	1,100	17,603	17,288	0,315	98,208
С2Н6	0,377	11,298	10,315	0,982	91,304

Продолжение таблицы 2.12

С3Н8	1,889	83,121	62,172	20,949	74,797
изо-С4Н10	1,125	65,233	39,016	26,217	59,811
н-С4Н10	2,591	150,295	78,741	71,554	52,391
изо-С5Н12	2,036	146,565	38,254	108,310	26,101
н-С5Н12	2,509	180,637	38,896	141,741	21,532
С6Н14+	88,357	7598,727	767,813	6830,914	10,105
Итого	100,000	8254,085	1053,096	7200,990	12,758

R_см^г=0,12758 – массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

M_ср^г=M_i^г/ N₀^г_i

M_ср^г = 1053 / 14,87 = 70,81

Плотность газа:

_{ } кг/м³,

Плотность газа при н.у:

_{ } кг/м³

Таблица 2.13

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
СО2	0,0006202	44	0,038535011
N2	0,0004664	28	0,018443848
CH4	0,0726622	16	1,641850992
С2Н6	0,0231234	30	0,979665524
С3Н8	0,0950235	44	5,904581566	263,5006037
изо-С4Н10	0,0452383	58	3,70543906	165,3606472
н-С4Н10	0,0912982	58	7,47817433	333,7244864
изо-С5Н12	0,0357303	72	3,633074769	162,1312847

Продолжение таблицы 2.13

н-С5Н12	0,0363293	72	3,693984035	164,8494499
С6Н14+	0,6004077	86	72,92058174	3254,187803
Итого	1,00		100	4343,754275

В блоке второй ступени сепарации от частично обезвоженной нефти отделяется остаточный газ низкого давления.

Q_н = 40,752 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 40,752 ^. 0,12758 = 5,2 т/ч.

Q_н^сеп = Q_н - Q_г = 40,752– 5,2 = 35,552 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q _н2О = 35,55 + 4,528 = 40,078 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

Q^{до сеп} = Q^{после сеп};

Q^{до сеп} = Q = 40,752 т/ч;

Q^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 35,552 + 5,2 = 40,752 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 2.14.
Таблица 2.14.

Материальный баланс сепарации второй ступени

	Приход			Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	88,70
в том числе:				в том числе:
нефть	90,00	40,752	342317	нефть	88,7	35,55	298620
вода	10,00	4,528	38035	вода	11,3	4,528	38035
				Всего	100	40,08	336672
ИТОГО	100	45,28	380352	Газ	11,3	5,2	43680
				ИТОГО	100	45,28	380352