Расчет материального баланса установки подготовки нефти

Таблица 3.1.3

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	0,95	0,0256	0,8952	0,0548	0,0843
N2	0,12	0,0034	0,1171	0,0029	0,0045
CH4	28,15	0,7630	26,6576	1,4924	2,2938
С2Н6	5,00	0,1060	3,7037	1,2963	1,9924
С3Н8	5,51	0,0615	2,1484	3,3616	5,1668
изо-С4Н10	2,20	0,0146	0,5087	1,6913	2,5995
н-С4Н10	0,72	0,0036	0,1273	0,5927	0,9109
изо-С5Н12	1,30	0,0021	0,0725	1,2275	1,8866
н-С5Н12	0,79	0,0009	0,0325	0,7575	1,1642
С6Н14+	55,26	0,0193	0,6742	54,5858	83,8970
Итого	100,000	1,0000	34,94	65,0628	100

 

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.1.4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.1.4

Массовый  баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi), %	Массовый cостав 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,%
CO2	0,95	41,8	39,39	2,4125	94,23
N2	0,12	3,36	3,28	0,0813	97,58
CH4	28,15	450,4	426,52	23,8786	94,70
С2Н6	5,00	150	111,11	38,8897	74,07
С3Н8	5,51	242,44	94,53	147,9122	38,99
изо-С4Н10	2,20	127,6	29,50	98,0977	23,12
н-С4Н10	0,72	41,76	7,38	34,3755	17,68
изо-С5Н12	1,30	93,6	5,22	88,3790	5,58
н-С5Н12	0,79	56,88	2,34	54,5369	4,12
С6Н14+	55,26	4752,36	57,98	4694,3752	1,22
Итого	100,000	5960,2	777,26	5182,94	13,04

 

R_см^г=0,1304

– массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:   

M_ср^г=åM_i^г/ åN₀^г_i

M_ср^г = 777,26/ 34,94=

= 22,25

 

 

 

Плотность газа:

кг/м³,

 

Таблица 3.1.5

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	0,0256	44	5,0669	~
N2	0,0034	28	0,4218	~
CH4	0,7630	16	54,8685	~
С2Н6	0,1060	30	14,2934	~
С3Н8	0,0615	44	12,1602	787,98
изо-С4Н10	0,0146	58	3,7952	245,93
н-С4Н10	0,0036	58	0,9499	61,56
изо-С5Н12	0,0021	72	0,6716	43,52
н-С5Н12	0,0009	72	0,3014	19,53
С6Н14+	0,0193	86	7,4593	483,36
Итого	1	~	100	1641,89

 

В блоке сепарации от сырой нефти  отделяется только газ.

Исходя  из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учётом обводненности  нефти.

Сырая нефть имеет обводненность35 % масс.

Производительность общего потока Q сырого продукта составляет285,71т/ч.

Количество безводной нефти  в этом потоке составляет:

Q_н = 0,65^.Q = 0,65^.285,71 = 185,71т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с  производительностью:

Q_г = R_см^г.Q_н

Q_г= 0,1304^. 185,71

= 24,22т/ч.

Из сепаратора будет выходить поток  жидкого продукта, с производительностью  Q_н^сеп по нефти и общей производительностью Q^сеп, соответственно:

Q_н^сеп = Q_н - Q_г= 185,71– 24,22= 161,49т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q_н ^. 0,35= 161,49 + 285,71 *0,35= 261,49т/ч.

Правильность расчёта материального  баланса определится выполнением  условия:

åQ^{до сеп} = åQ^{после сеп};

åQ^{до сеп} = Q = 285,71кг/ч;

åQ^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 261,49+ 24,22= 285,71кг/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации  первой ступени сводим в таблицу  3.1.6

Таблица 3.1.6

Материальный  баланс сепарации первой ступени

Приход				Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия, в том числе:   нефть вода	65 35	185,71 99,999	1559964 839992	Эмульсия, в том числе:   нефть вода	91,52       71,76 38,24	161,49 99,999	1356516 839992
				Всего	100	261,49	2196516
Итого	100	285,71	2400000	Газ	8,48	24,22	203448
				Итого	100,0	285,71	2400000

 

3.2. Блок отстоя

 

 

Отстой используется в случае высокообводнённой  эмульсии, а также в целях упрощения  последующих процессов подготовки нефти, улучшения их параметров и  технико-экономических показателей.

Процесс обезвоживания может протекать  без нагрева эмульсии, либо с незначительным её подогревом.

Поток сырой нефти производительностью  Q^сеп входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:

R_н^сеп= 100 ^. (Q_н^сеп/ Q^сеп)

R_н^сеп = 100 ^.161,49 / 261,49 = 61,76%.

R_в^сеп = 100 - R_н^сеп= 100 – 61,76= 38,24%.

На выходе из блока отстоя первичный поток  разделяется на два, в частности:

- некондиционная  нефть: вода – 5%; нефть – 95%;

- пластовая  вода: нефть – 0,1%; вода – 99,9%.

Обозначим: Q_н^от =Н – количество некондиционной нефти из блока отстоя, т/ч;

Q_в^от = В – количество пластовой воды из блока отстоя, т/ч.

Тогда составим систему уравнений:

Q^{сеп .} R_н^сеп = 0,95^. Н + 0,001^. В

Q^{сеп .}R_в^сеп = 0,05^. Н + 0,999^. В

 

Решая эту  систему, получаем:

 

 

Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны:

Q_н^от =169,91

т/ч, в том числе:

- нефть – 0,95^.Q_н^от= 0,95^.169,91= 161,41т/ч;

- вода – 0,05^.Q_н^от= 0,05^.169,91= 8,5т/ч.

 

Q_в^от = 91,59т/ч, в том числе:

- вода  0,999^.Q_в^от = 0,999^.91,59= 91,5т/ч;

- нефть – 0,001^.Q_в^от = 0,001^.91,59= 0,09т/ч.

 

Правильность расчёта материального  баланса блока отстоя определяется выполнением условия:

åQ^сеп = åQ_i^от

åQ^сеп= Q^сеп= 261,49кг/ч;

åQ_i^от= Q_н^от + Q_в^от

 

Q_н^от + Q_в^от = 169,91+ 91,59= 261,49кг/ч.

Условие выполняется.

Данные  по расчету блока отстоя заносим  в таблицу 3.2.1

 

 

Таблица 3.2.1

Материальный  баланс блока отстоя

Приход				Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия, в том числе:   нефть вода	61,76 38,24	161,49 99,999	1356516 839992	Некондиционная нефть, в том числе: нефть вода	64,97       95 5	161,41 8,5	1355844 71400
				Всего	100	169,91	1427244
				Пластовая вода, в том числе: вода нефть	35,03     99,9 0,1	91,5 0,09	768600 756
				Всего	100	91,59	769356
Итого	100,0	261,49	2196516	Итого	100	261,49	2196516