Расчет материального баланса установки подготовки нефти

 

3.3. Блок электродегидраторов

 

 

В блок электродегидраторов поступает  некондиционная нефть из блока отстоя в количестве:

Q_н^от =169,91т/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.

 

После процесса обессоливания и  окончательного обезвоживания состав потока на выходе из блока электродегидраторов  должен соответствоватьсогласно требованиям  ГОСТ Р 51858-2002 :

товарная  нефть: вода – 0,2%; нефть – 99,8%;

пластовая вода: нефть – 0,5%; вода – 99,5%.

 

Принимаем: Q_н^дег = Н₁ – количество товарной нефти из блокаэлектродегидраторов, т/ч;

Q_в^дег = В₁ – количество пластовой воды из блока электродегидраторов, т/ч.

Составим  систему уравнений:

0,95^.Q_н^от = 0,998^.Н₁ + 0,005^.В₁

0,05^.Q_н^от = 0,995^.В₁ + 0,002^.Н₁

Решая эту  систему, получаем:

т/ч,

т/ч.

Таким образом, получили следующее массовое распределение  потоков на выходе из блока электродегидраторов:

 

товарная нефть: Q_н^дег= 161,7т/ч, в том числе:

- нефть – 0,998^.Q_н^дег = 0,998^.161,7= 161,38т/ч

- вода – 0,002^.Q_н^дег = 0,002^.161,7= 0,32 т/ч.

пластовая вода: Q_в^дег = 8,22т/ч, в том числе:

- вода – 0,995^.Q_в^дег = 0,995^.8,22= 8,18кг/ч;

- нефть – 0,005^.Q_в^дег = 0,005^.8,22= 0,04т/ч.

 

Расчёт материального баланса  электродегидраторов выполнен правильно  при соблюдении равенства:

åQ_i^{до дег} = åQ_i^{после дег}

åQ_i^{до дег}=Q_н^от= 169,91

кг/ч;

åQ_i^{после дег}=Q_н^дег+Q_в^дег

Q_н^дег+Q_в^дег = 161,7

+ 8,22= 169,91

кг/ч.

Равенство соблюдается.

Данные заносим в таблицу  3.3.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.3.1

Материальный  баланс блока электродегидраторов

Приход				Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Неконденсированная нефть, в том  числе:   нефть вода	95 5	161,41 8,5	1355844 71400	Товарная нефть, в том числе: нефть вода	95,16     99,8 0,2	161,38 0,32	1355592 2688
				Всего	100	161,7	1358270
				Пластовая вода, в том числе: вода нефть	4,84     99,5 0,5	8,18 0,04	68712 336
				Всего	100	8,22	69048
Итого	100	169,91	1427244	Итого	100	169,91	1427244

 

3.4. Материальный баланс второй ступени сепарации

 

 

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,066 МПа; t = 20⁰С.

Содержание углеводородов в  нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.4.1

Таблица 3.4.1

Исходные  данные для расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
1	СО2	0,08	44	321
2	N2	0,0045	28	800
3	CH4	2,29	16	352,5
4	С2Н6	1,99	30	56,4
5	С3Н8	5,17	44	12,6
6	изо-С4Н10	2,5995	58	6
7	н-С4Н10	0,91	58	4,25
8	изо-С5Н12	1,89	72	1,14
9	н-С5Н12	1,16	72	0,83
10	С6Н14+	83,897	86	0,24
	å	100	~	-

 

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. 3.4.2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.4.2

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 11,782	= 12
СО2	0,0066	0,0065
Азот N2	0,0004	0,0004
Метан CH4	0,1903	0,1869
Этан С2Н6	0,1491	0,1468
Пропан С3Н8	0,2752	0,2723
Изобутан изо-С4Н10	0,0981	0,0975
Н-бутан н-С4Н10	0,0280	0,0278
Изопентан изо-С5Н12	0,0212	0,0212
Н-пентан н-С5Н12	0,0098	0,0098
Гексан и выше С6Н14 +	0,2212	0,2216
åYi	1,000	0,9908

Расчеты показали, что из 100 молей  сырой нефти в процессе сепарации  выделяется 11,782 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.4.3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.4.3

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	0,08	0,0066	0,0782	0,0018	0,0021
N2	0,0045	0,0004	0,0045	0,0000	0,0000
CH4	2,29	0,1903	2,2424	0,0476	0,0540
С2Н6	1,99	0,1491	1,7568	0,2332	0,2644
С3Н8	5,17	0,2752	3,2429	1,9271	2,1847
изо-С4Н10	2,5995	0,0981	1,1564	1,4431	1,6360
н-С4Н10	0,91	0,0280	0,3295	0,5805	0,6581
изо-С5Н12	1,89	0,0212	0,2497	1,6403	1,8595
н-С5Н12	1,16	0,0098	0,1158	1,0442	1,1838
С6Н14+	83,897	0,2212	2,6057	81,2913	92,1574
Итого	100,000	1,000	åN0гi»11,782	88,2093	100

 

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.4.4

 

Таблица 3.4.4

Массовый  баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z’i), %	Массовый состав сырой нефти Mic=z’i.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	0,08	3,52	3,44	0,0802	97,72
N2	0,0045	0,126	0,12	0,0012	99,07
CH4	2,29	36,64	35,88	0,7621	97,92
С2Н6	1,99	59,7	52,70	6,9968	88,28
С3Н8	5,17	227,48	142,69	84,7920	62,73
изо-С4Н10	2,5995	150,771	67,07	83,6997	44,49
н-С4Н10	0,91	52,78	19,11	33,6691	36,21
изо-С5Н12	1,89	136,08	17,98	118,0990	13,21
н-С5Н12	1,16	83,52	8,33	75,1856	9,98
С6Н14+	83,897	7215,142	224,09	6991,0554	3,11
Итого	100,00	7965,759	571,42	7394,34	7,17

 

R_см^г=0,0717– массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

M_ср^г=åM_i^г/ åN₀^г_i

 

M_ср^г = 571,42/ 11,782 = 48,5

Плотность газа:

кг/м³,

Плотность газа при н.у:

кг/м³

Таблица 3.4.5

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
СО2	0,0066	44	0,6020	~
N2	0,0004	28	0,0218	~
CH4	0,1903	16	6,2788	~
С2Н6	0,1491	30	9,2233	~
С3Н8	0,2752	44	24,9710	332,11
изо-С4Н10	0,0982	58	11,7378	156,11
н-С4Н10	0,0280	58	3,3445	44,48
изо-С5Н12	0,0212	72	3,1467	41,85
н-С5Н12	0,0098	72	1,4586	19,40
С6Н14+	0,2212	86	39,2161	521,57
Итого	1	~	100	1115,53