Qг = 0,0140 . 30,73 = 0,43 т/ч.
Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:
Qнсеп = Qн - Qг = 30,73 – 0,43 = 30,30 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q . Н2О = 30,30 + 32,08 = 62,39 т/ч.
Данные по расчету блока сепарации второй ступени сводим в табл. 3.13.
Таблица 3.13
Материальный баланс второй ступени сепарации
| Приход | Расход | ||||||
| %масс | т/ч | т/г | %масс | т/ч | т/г | ||
| Эмульсия | Эмульсия | 99,32 | |||||
| в том числе: | в том числе: | ||||||
| нефть | 48,92 | 30,73 | 258152,4 | нефть | 48,57 | 30,30 | 254540,4 |
| вода | 51,08 | 32,08 | вода | 51,43 | 32,08 | 269500,0 | |
| Всего | 62,39 | 524040,4 | |||||
| ИТОГО | 100,00 | 62,82 | 527652,4 | Газ | 0,68 | 0,43 | 3612,0 |
| ИТОГО | 100,00 | 62,82 | 527652,4 |
3.1.3. Общий материальный баланс установки
На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.14.
Таблица 3.14
Общий материальный баланс установки
| Приход | Расход | ||||||
| % масс | кг/ч | т/г | % масс | кг/ч | т/г | ||
| Эмульсия | Подготовленная | ||||||
| в том числе: | нефть | ||||||
| нефть | 33,39 | в том числе: | |||||
| вода | 32,08 | нефть | 46,28 | 30,30 | |||
| вода | 49,00 | 32,08 | |||||
| Газ | 4,72 | 3,09 | |||||
| Итого | 65,48 | Итого | 100,00 | 65,48 |
3.2. Пример расчета материального баланса дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)
Исходные данные для расчета:
годовая производительность установки по сырью - 750000 тонн/год,
обводненность сырой нефти - 80%,
содержание воды в подготовленной нефти - 10%.
Компонентный состав нефти приведен в табл. 3.15.
|
|
Таблица 3.15
Компонентный состав нефти
| Компо-нент | CO2 | N2 | CH4 | C2H6 | C3H8 | i-C4H10 | н-C4H10 | i-C5H12 | н-С5H12 | С6H14 + | Итого |
| % мол. | 0,23 | 0,25 | 37,86 | 5,06 | 8,56 | 2,69 | 5,14 | 2,95 | 2,96 | 34,30 | 100,00 |
3.2.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствуют абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:
Р = 0,5 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:
, (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 = 0,5 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 - 750000 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. 3.16.
|
|
Таблица 3.16
Исходные данные для расчета
| Компонент смеси | Мольная доля компонента в нефти ()
| Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль | Кi |
| CO2 | 0,23 | 14,5 | |
| N2 | 0,25 | ||
| CH4 | 37,86 | ||
| С2Н6 | 5,06 | ||
| С3Н8 | 8,56 | 1,7 | |
| изо-С4Н10 | 2,69 | 0,6 | |
| н-С4Н10 | 5,14 | 0,45 | |
| изо-С5Н12 | 2,95 | 0,17 | |
| н-С5Н12 | 2,96 | 0,13 | |
| С6Н14+ | 34,30 | 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. 3.17.
Таблица 3.17
Определение мольной доли отгона N
| Компонент смеси | = 49
| = 52,4
| = 55
|
| CO2 | 0,004 | 0,004 | 0,004 |
| Азот N2 | 0,005 | 0,005 | 0,005 |
| Метан CH4 | 0,750 | 0,704 | 0,673 |
| Этан С2Н6 | 0,088 | 0,084 | 0,081 |
| Пропан С3Н8 | 0,108 | 0,106 | 0,105 |
| Изобутан изо-С4Н10 | 0,020 | 0,020 | 0,021 |
| Н-бутан н-С4Н10 | 0,032 | 0,032 | 0,033 |
| Изопентан изо-С5Н12 | 0,008 | 0,009 | 0,009 |
| Н-пентан н-С5Н12 | 0,007 | 0,007 | 0,007 |
| С6Н14 + | 0,026 | 0,028 | 0,029 |
| åYi | 1,049 | 1,028 | 0,967 |
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 52,4 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.18.
Таблица 3.18
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 | 0,230 | 0,004 | 0,22 | 0,01 | 0,03 |
| N2 | 0,250 | 0,005 | 0,25 | 0,00 | 0,00 |
| CH4 | 37,860 | 0,704 | 36,90 | 0,96 | 1,95 |
| С2Н6 | 5,060 | 0,084 | 4,39 | 0,67 | 1,36 |
| С3Н8 | 8,560 | 0,106 | 5,58 | 2,98 | 6,08 |
| изо-С4Н10 | 2,690 | 0,020 | 1,07 | 1,62 | 3,30 |
| н-С4Н10 | 5,140 | 0,032 | 1,70 | 3,44 | 7,01 |
| изо-С5Н12 | 2,950 | 0,009 | 0,47 | 2,48 | 5,07 |
| н-С5Н12 | 2,960 | 0,007 | 0,37 | 2,59 | 5,28 |
| С6Н14+ | 34,300 | 0,028 | 1,45 | 34,30 | 67,71 |
| Итого | 100,000 | 1,000 | 52,40 | 49,05 | 100,00 |
|
|
Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.19.
Таблица 3.19
Массовый баланс процесса сепарации первой 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, % |
| CO2 | 0,23 | 10,12 | 9,52 | 0,60 | 94,10 |
| N2 | 0,25 | 7,00 | 6,96 | 0,04 | 99,37 |
| CH4 | 37,86 | 605,76 | 590,44 | 15,32 | 97,47 |
| С2Н6 | 5,06 | 151,80 | 131,84 | 19,96 | 86,85 |
| С3Н8 | 8,56 | 376,64 | 245,47 | 131,17 | 65,17 |
| изо-С4Н10 | 2,69 | 156,02 | 62,06 | 93,96 | 39,78 |
| н-С4Н10 | 5,14 | 298,12 | 98,76 | 199,36 | 33,13 |
| изо-С5Н12 | 2,95 | 212,40 | 33,48 | 178,92 | 15,76 |
| н-С5Н12 | 2,96 | 213,12 | 26,68 | 186,44 | 12,52 |
| С6Н14+ | 34,30 | 2949,80 | 124,41 | 2949,80 | 4,22 |
| Итого | åMic =4980,78 | åMiг =1329,62 | åMiн =3775,57 | Rсмг = 26,7 |
Rсмг =0,2670 – массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг=å Miг/ åN0гi
Mсрг = 1329,62 / 52,4 = 25,38.
Плотность газа:
кг/м3.
Плотность газа при н.у:
кг/м3.
Таблица 3.20
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 | 0,0041 | 0,72 | ~ | |
| N2 | 0,0047 | 0,52 | ~ | |
| CH4 | 0,7043 | 44,41 | ~ | |
| С2Н6 | 0,0839 | 9,92 | ~ | |
| С3Н8 | 0,1065 | 18,46 | 974,37 | |
| изо-С4Н10 | 0,0204 | 4,67 | 246,34 | |
| н-С4Н10 | 0,0325 | 7,43 | 392,01 | |
| изо-С5Н12 | 0,0089 | 2,52 | 132,91 | |
| н-С5Н12 | 0,0071 | 2,01 | 105,91 | |
| С6Н14+ | 0,0276 | 9,36 | 493,84 | |
| Итого | 1,0000 | ~ | 100,00 | 2345,37 |
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. Количество безводной нефти в этом потоке составляет
Qн = 17,86 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 0,2670 . 17,86 = 4,77 т/ч.
Qнсеп = Qн - Qг = 17,86 – 4,77 = 13,09 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 13,09 + 71,43 = 84,52 т/ч.
Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:
åQдо сеп = åQпосле сеп;
åQдо сеп = Q = 17,86 т/ч;
åQпосле сеп = Qсеп+ Qг;
Qсеп+ Qг = 13,09 + 4,77 = 17,86 т/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.21.
Таблица 3.21
Материальный баланс сепарации первой ступени
| Приход | Расход | ||||||
| %масс | т/ч | т/г | %масс | т/ч | т/г | ||
| Эмульсия | Эмульсия | 94,66 | |||||
| в том числе: | в том числе: | ||||||
| нефть | 17,86 | нефть | 15,49 | 13,09 | |||
| вода | 71,43 | вода | 84,51 | 71,43 | |||
| Всего | 84,52 | ||||||
| ИТОГО | 89,29 | Газ | 5,34 | 4,77 | |||
| ИТОГО | 89,29 |
3.2.2. Материальный баланс второй ступени со сбросом воды
Материальный баланс второй ступени сепарации.
Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:
Р = 0,15 МПа; t = 400С.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.22.
Таблица 3.22
Исходные данные для расчета
| Компонент смеси | Мольная доля компонента в нефти ()
| Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль | Кi |
| СО2 | 0,03 | 65,5 | |
| N2 | 0,00 | ||
| CH4 | 1,95 | 142,5 | |
| С2Н6 | 1,36 | ||
| С3Н8 | 6,08 | 9,25 | |
| изо-С4Н10 | 3,30 | 3,75 | |
| н-С4Н10 | 7,01 | 2,55 | |
| изо-С5Н12 | 5,07 | 1,05 | |
| н-С5Н12 | 5,28 | 0,875 | |
| С6Н14+ | 69,93 | 0,29 | |
| 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. 2.23.
Таблица 3.23
Определение мольной доли отгона N
| Компонент смеси | = 12
| = 15,6
|
| СО2 | 0,002 | 0,002 |
| Азот N2 | 0,000 | 0,0002 |
| Метан CH4 | 0,155 | 0,121 |
| Этан С2Н6 | 0,091 | 0,074 |
| Пропан С3Н8 | 0,282 | 0,246 |
| Изобутан изо-С4Н10 | 0,093 | 0,087 |
| Н-бутан н-С4Н10 | 0,151 | 0,144 |
| Изопентан изо-С5Н12 | 0,053 | 0,053 |
| Н-пентан н-С5Н12 | 0,047 | 0,047 |
| Гексан и выше С6Н14 + | 0,222 | 0,228 |
| åYi | 1,096 | 1,000 |
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 15,6 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.24.
Таблица 3.24
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 | 0,03 | 0,002 | 0,03 | 0,00 | 0,00 |
| N2 | 0,00 | 0,000 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| CH4 | 1,95 | 0,121 | 1,88 | 0,07 | 0,08 |
Окончание табл. 3.24
| С2Н6 | 1,36 | 0,074 | 1,15 | 0,21 | 0,24 |
| С3Н8 | 6,08 | 0,246 | 3,83 | 2,24 | 2,55 |
| изо-С4Н10 | 3,30 | 0,087 | 1,35 | 1,95 | 2,22 |
| н-С4Н10 | 7,01 | 0,144 | 2,24 | 4,76 | 5,42 |
| изо-С5Н12 | 5,07 | 0,053 | 0,82 | 4,24 | 4,82 |
| н-С5Н12 | 5,28 | 0,047 | 0,73 | 4,54 | 5,17 |
| С6Н14+ | 69,93 | 0,228 | 3,56 | 69,93 | 79,51 |
| Итого | 100,00 | 1,000 | åN0гi »15,61 | 87,95 | 100,00 |
Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.25.
Таблица 3.25
Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
| Компонент смеси | Молярный состав сырой нефти (zi ), % | 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 | 0,03 | 1,22 | 1,12 | 0,09 | 92,37 |
| N2 | 0,00 | 0,09 | 0,09 | 0,00 | 99,02 |
| CH4 | 1,95 | 31,24 | 30,10 | 1,14 | 96,34 |
| С2Н6 | 1,36 | 40,69 | 34,48 | 6,22 | 84,72 |
| С3Н8 | 6,08 | 267,41 | 168,73 | 98,69 | 63,10 |
| изо-С4Н10 | 3,30 | 191,55 | 78,42 | 113,14 | 40,94 |
| н-С4Н10 | 7,01 | 406,44 | 130,20 | 276,24 | 32,03 |
| изо-С5Н12 | 5,07 | 364,76 | 59,28 | 305,47 | 16,25 |
| н-С5Н12 | 5,28 | 380,09 | 52,91 | 327,18 | 13,92 |
| С6Н14+ | 69,93 | 6013,74 | 305,95 | 6013,74 | 5,09 |
| Итого | 100,00 | åMic =7697,24 | åMiг =861,28 | åMiн =7141,91 | Rсмг = 11,19 |