3.1. Пример расчета материального баланса
дожимной насосной станции (ДНС)
Исходные данные для расчета:
годовая производительность установки по сырью - 550000 тонн/год,
обводненность сырой нефти - 49%.
Компонентный состав нефти приведен в табл. 3.1.
Таблица 3.1
Компонентный состав нефти
| Компо-нент | CO2 | N2 | CH4 | C2H6 | C3H8 | i-C4H10 | н-C4H10 | i-C5H12 | н-С5H12 | С6H14 + | Итого |
| % мол. | 0,03 | 0,54 | 22,4 | 1,7 | 4,91 | 1,96 | 4,47 | 1,98 | 2,93 | 59,08 | 100,00 |
3.1.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:
Р = 0,8 МПа; t = 20 0С.
Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,4 – 0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона[4]:
, (3.1)
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 = 0,8 МПа и температуре t = 20 0С).
Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:
, (3.2)
где 
- мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии;
- мольная доля отгона.
Поскольку 
, то по уравнению (3.2) получим:
(3.3)
Уравнение (3.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.
При расходе нефтяной эмульсии Gэ - 550000 тонн/год часовая производительность установки составит:
|
|
т/ч.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.2.
Таблица 3.2
Исходные данные для расчета
| Компонент смеси | Мольная доля компонента в нефти ()
| Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль | Кi |
| CO2 | 0,03 | 8,2 | |
| N2 | 0,54 | 81,5 | |
| CH4 | 22,4 | 19,3 | |
| С2Н6 | 1,7 | 3,5 | |
| С3Н8 | 4,91 | 1,1 | |
| изо-С4Н10 | 1,96 | 0,46 | |
| н-С4Н10 | 4,47 | 0,33 | |
| изо-С5Н12 | 1,98 | 0,14 | |
| н-С5Н12 | 2,93 | 0,11 | |
| С6Н14+ | 59,08 | 0,04 | |
| å | 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. 3.3.
Таблица 3.3
Определение мольной доли отгона N
| Компонент смеси | = 24,5
| = 23,75
| = 23
|
| CO2 | 0,001 | 0,001 | 0,001 |
| Азот N2 | 0,026 | 0,022 | 0,021 |
| Метан CH4 | 0,928 | 0,820 | 0,775 |
| Этан С2Н6 | 0,040 | 0,038 | 0,037 |
| Пропан С3Н8 | 0,053 | 0,053 | 0,053 |
| Изобутан изо-С4Н10 | 0,010 | 0,010 | 0,010 |
| Н-бутан н-С4Н10 | 0,017 | 0,017 | 0,018 |
| Изопентан изо-С5Н12 | 0,003 | 0,003 | 0,004 |
| Н-пентан н-С5Н12 | 0,004 | 0,004 | 0,004 |
| С6Н14 + | 0,029 | 0,030 | 0,031 |
| åYi | 0,976 | 1,000 | 1,025 |
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 23,35 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.4.
Таблица 3.4
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 | 0,030 | 0,001 | 0,02 | 0,01 | 0,01 |
| N2 | 0,540 | 0,022 | 0,52 | 0,02 | 0,03 |
| CH4 | 22,400 | 0,820 | 19,14 | 3,26 | 4,21 |
| С2Н6 | 1,700 | 0,038 | 0,88 | 0,82 | 1,06 |
| С3Н8 | 4,910 | 0,053 | 1,23 | 3,68 | 4,75 |
| изо-С4Н10 | 1,960 | 0,010 | 0,24 | 1,72 | 2,22 |
| н-С4Н10 | 4,470 | 0,017 | 0,41 | 4,06 | 5,25 |
| изо-С5Н12 | 1,980 | 0,003 | 0,08 | 1,90 | 2,45 |
| н-С5Н12 | 2,930 | 0,004 | 0,09 | 2,84 | 3,66 |
| С6Н14+ | 59,080 | 0,030 | 0,71 | 59,08 | 76,35 |
| Итого | 100,000 | 1,000 | 23,35 | 77,38 | 100,00 |
|
|
Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.5.
Таблица 3.5
Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
| Компонент смеси | Молярный состав сырой нефти (), %
| Массовый состав сырой нефти
Mic= .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 | 0,03 | 1,32 | 0,94 | 0,38 | 71,41 |
| N2 | 0,54 | 15,12 | 14,53 | 0,59 | 96,13 |
| CH4 | 22,40 | 358,40 | 306,30 | 52,10 | 85,46 |
| С2Н6 | 1,70 | 51,00 | 26,32 | 24,68 | 51,60 |
| С3Н8 | 4,91 | 216,04 | 54,22 | 161,82 | 25,10 |
| изо-С4Н10 | 1,96 | 113,68 | 13,97 | 99,71 | 12,29 |
| н-С4Н10 | 4,47 | 259,26 | 23,68 | 235,58 | 9,13 |
| изо-С5Н12 | 1,98 | 142,56 | 5,83 | 136,73 | 4,09 |
| н-С5Н12 | 2,93 | 210,96 | 6,84 | 204,12 | 3,24 |
| С6Н14+ | 59,08 | 5080,88 | 61,17 | 5080,88 | 1,20 |
| Итого | åMic=6449,22 | åMiг =513,81 | åMiн=5996,57 | Rсмг= 7,97 |
Rсмг= 0,0797 – массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг=å Miг/ åN0гi.
Mсрг = 513,81 / 23,35 = 22,02.
Плотность газа:
кг/м3.
Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и температуре 0оС):
кг/м3.
Таблица 3.6
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 | 0,0009 | 0,18 | ~ | |
| N2 | 0,0222 | 2,83 | ~ | |
| CH4 | 0,8206 | 59,61 | ~ | |
| С2Н6 | 0,0376 | 5,12 | ~ | |
| С3Н8 | 0,0528 | 10,55 | 773,40 | |
| изо-С4Н10 | 0,0103 | 2,72 | 199,29 | |
| н-С4Н10 | 0,0175 | 4,61 | 337,78 | |
| изо-С5Н12 | 0,0035 | 1,13 | 83,17 | |
| н-С5Н12 | 0,0041 | 1,33 | 97,56 | |
| С6Н14+ | 0,0305 | 11,90 | 872,42 | |
| Итого | 1,0000 | ~ | 100,00 | 2363,62 |
|
|
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 49% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет
Qн = 33,39 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 0,0797 . 33,39 = 2,66 т/ч.
Qнсеп = Qн - Qг = 33,39 – 2,66 = 30,73 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q воды = 30,73 + 32,08 = 62,82 т/ч.
Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:
åQдо сеп = åQпосле сеп;
åQдо сеп = Q = 33,39 т/ч;
åQпосле сеп = Qсеп+ Qг;
Qсеп+ Qг = 30,73 + 2,66 = 33,39 т/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.7.
Таблица 3.7
Материальный баланс сепарации первой ступени
| Приход | Расход | ||||||
| %масс | т/ч | т/г | %масс | т/ч | т/г | ||
| Эмульсия | Эмульсия | 95,94 | |||||
| в том числе: | в том числе: | ||||||
| нефть | 33,39 | нефть | 48,925 | 30,73 | |||
| вода | 32,08 | вода | 51,075 | 32,08 | |||
| Всего | 62,82 | ||||||
| ИТОГО | 65,48 | Газ | 4,06 | 2,66 | |||
| ИТОГО | 65,48 |
3.1.2. Материальный баланс второй ступени
Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:
Р = 0,4 МПа; t = 200С.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.8.
Таблица 3.8
Исходные данные для расчета
| Компонент смеси | Мольная доля компонента в нефти ()
| Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль | Кi |
| СО2 | 0,011 | 53,1 | |
| N2 | 0,03 | 131,5 | |
| CH4 | 4,21 | 58,2 | |
| С2Н6 | 1,06 | 9,3 | |
| С3Н8 | 4,75 | 2,08 | |
| изо-С4Н10 | 2,22 | 0,99 | |
| н-С4Н10 | 5,25 | 0,7 | |
| изо-С5Н12 | 2,45 | 0,19 | |
| н-С5Н12 | 3,66 | 0,14 | |
| С6Н14+ | 76,35 | 0,05 | |
| å | 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
.
Подбор величины приводится в табл. 3.9.
Таблица 3.9
Определение мольной доли отгона N
| Компонент смеси | = 3,7
| = 4,23
|
| СО2 | 0,002 | 0,002 |
| Азот N2 | 0,006 | 0,005 |
| Метан CH4 | 0,786 | 0,716 |
| Этан С2Н6 | 0,076 | 0,073 |
| Пропан С3Н8 | 0,095 | 0,095 |
| Изобутан изо-С4Н10 | 0,022 | 0,022 |
| Н-бутан н-С4Н10 | 0,037 | 0,037 |
| Изопентан изо-С5Н12 | 0,005 | 0,005 |
| Н-пентан н-С5Н12 | 0,005 | 0,005 |
| Гексан и выше С6Н14 + | 0,040 | 0,040 |
| åYi | 1,073 | 1,000 |
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 4,23 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.10.
Таблица 3.10
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 | 0,01 | 0,002 | 0,01 | 0,00 | 0,00 |
| N2 | 0,03 | 0,005 | 0,02 | 0,00 | 0,00 |
| CH4 | 4,21 | 0,716 | 3,03 | 1,18 | 1,23 |
| С2Н6 | 1,06 | 0,073 | 0,31 | 0,75 | 0,79 |
| С3Н8 | 4,75 | 0,095 | 0,40 | 4,35 | 4,54 |
| изо-С4Н10 | 2,22 | 0,022 | 0,09 | 2,13 | 2,22 |
| н-С4Н10 | 5,25 | 0,037 | 0,16 | 5,09 | 5,31 |
| изо-С5Н12 | 2,45 | 0,005 | 0,02 | 2,43 | 2,54 |
| н-С5Н12 | 3,66 | 0,005 | 0,02 | 3,64 | 3,80 |
| С6Н14+ | 76,35 | 0,040 | 0,17 | 76,35 | 79,58 |
| Итого | 100,00 | 1,000 | åN0гi »4,23 | 95,94 | 100,00 |
Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.11.
Таблица 3.11
Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
| Компонент смеси | Молярный состав сырой нефти (), %
| Массовый состав сырой нефти Mic= .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 | 0,01 | 0,49 | 0,34 | 0,15 | 70,11 |
| N2 | 0,03 | 0,76 | 0,65 | 0,11 | 85,31 |
| CH4 | 4,21 | 67,33 | 48,47 | 18,86 | 71,99 |
| С2Н6 | 1,06 | 31,90 | 9,29 | 22,61 | 29,12 |
| С3Н8 | 4,75 | 209,12 | 17,60 | 191,52 | 8,41 |
| изо-С4Н10 | 2,22 | 128,85 | 5,40 | 123,46 | 4,19 |
| н-С4Н10 | 5,25 | 304,44 | 9,13 | 295,31 | 3,00 |
| изо-С5Н12 | 2,45 | 176,70 | 1,47 | 175,23 | 0,83 |
| н-С5Н12 | 3,66 | 263,79 | 1,62 | 262,17 | 0,61 |
| С6Н14+ | 76,35 | 6566,07 | 14,47 | 6566,07 | 0,22 |
| Итого | 100,00 | åMic=7749,43 | åMiг =108,43 | åMiн=7655,47 | Rсмг= 1,40 |
Rсмг=0,0140– массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг=å Miг/ åN0гi
Mсрг = 108,43 / 4,23 = 25,63.
Плотность газа:
кг/м3,
Плотность газа при н.у:
кг/м3.
Таблица 3.12
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 | 0,00 | 0,20 | ~ | |
| N2 | 0,01 | 1,35 | ~ | |
| CH4 | 0,75 | 52,06 | ~ | |
| С2Н6 | 0,07 | 9,33 | ~ | |
| С3Н8 | 0,10 | 18,90 | 253,77 | |
| изо-С4Н10 | 0,02 | 5,57 | 74,77 | |
| н-С4Н10 | 0,04 | 9,39 | 126,12 | |
| изо-С5Н12 | 0,00 | 1,53 | 20,54 | |
| н-С5Н12 | 0,01 | 1,68 | 22,56 | |
| С6Н14+ | - | 195,37 | - | |
| Итого | 1,00 | ~ | 100,00 | 497,76 |
Составим материальный баланс блока без сбора воды:
Qг = Rсмг .Qн