Rсмг =0,1119– массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг=å Miг/ åN0гi
Mсрг = 861,28 / 15,61 = 55,19.
Плотность газа:
кг/м3.
Плотность газа при н.у:
кг/м3.
Таблица 3.26
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 | 0,13 | ~ | |
| N2 | 0,00 | 0,01 | ~ | |
| CH4 | 0,12 | 3,49 | ~ | |
| С2Н6 | 0,07 | 4,00 | ~ | |
| С3Н8 | 0,25 | 19,59 | 631,45 | |
| изо-С4Н10 | 0,09 | 9,10 | 293,48 | |
| н-С4Н10 | 0,14 | 15,12 | 487,26 | |
| изо-С5Н12 | 0,05 | 6,88 | 221,87 | |
| н-С5Н12 | 0,05 | 6,14 | 198,03 | |
| С6Н14+ | 0,23 | 35,52 | 1145,00 | |
| Итого | 0,77 | ~ | 64,48 | 1832,09 |
Составим материальный баланс блока без сбора воды:
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 0,1119 . 13,09 = 1,46 т/ч.
Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:
Qнсеп = Qн - Qг = 13,09 – 1,46 = 11,63 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q . Н2О = 11,63 + 71,43 = 83,05 т/ч.
Данные по расчету блока сепарации второй ступени сводим в табл. 3.27.
Таблица 3.27
Материальный баланс второй степени сепарации
| Приход | Расход | ||||||
| %масс | т/ч | т/г | %масс | т/ч | т/г | ||
| Эмульсия | Эмульсия | 98,27 | |||||
| в том числе: | в том числе: | ||||||
| нефть | 15,49 | 13,09 | 109957,4 | нефть | 14,00 | 11,63 | 97653,8 |
| вода | 84,51 | 71,43 | вода | 86,00 | 71,43 | 600000,0 | |
| Всего | 83,05 | 697653,8 | |||||
| ИТОГО | 100,00 | 84,52 | 709957,4 | Газ | 1,73 | 1,46 | 12303,6 |
| ИТОГО | 100,00 | 84,52 | 709957,4 |
3.2.3. Расчет материального баланса сброса воды
Поток сырой нефти производительностью Qсеп входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:
Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)
Rнсеп = 100 . 13,09 / 84,52 = 15,49 %.
Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 – 15,49 = 84,51 %.
|
|
На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в частности:
- обезвоженная нефть: вода – 10%; нефть – 90,00%;
- подтоварная вода: нефть – 0,1%; вода – 99,9%.
Обозначим: Qнот = Н – количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; Qвот = В – количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.
Тогда составим систему уравнений:
Qсеп. Rнсеп = 0,90 . Н + 0,001 . В
Qсеп. Rвсеп = 0,10 . Н + 0,999 . В.
Решая эту систему, получаем
.
Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны
Qнот = 12,84 т/ч, в том числе:
- нефть – 0,99. Qнот = 0,90. 12,84 = 11,56 т/ч;
- вода – 0,01. Qнот = 0,1. 16,62 = 1,28 т/ч.
Qвот = 70,21 т/ч, в том числе:
- вода 0,999. Qвот = 0,999. 70,21 = 70,14 т/ч;
- нефть – 0,001. Qвот =0,001. 70,21 = 0,07 т/ч.
Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в табл. 3.28.
Таблица 3.28
Материальный баланс
блока сепарации второй ступени и сброса воды
| Приход | Расход | ||||||
| % масс | кг/ч | т/г | % масс | кг/ч | т/г | ||
| Эмульсия | Обезвоженная нефть | 15,19 | |||||
| в том числе: | |||||||
| нефть | 15,49 | 13,09 | в том числе: | ||||
| вода | 84,51 | 71,43 | нефть | 11,56 | |||
| вода | 1,28 | ||||||
| Всего | 12,84 | ||||||
| Подтоварная | |||||||
| вода | 83,08 | ||||||
| в том числе: | |||||||
| вода | 99,9 | 70,14 | |||||
| нефть | 0,1 | 0,07 | |||||
| Всего | 100,0 | 70,21 | |||||
| Газ | 1,73 | 1,46 | |||||
| Итого | 100,00 | 84,52 | Итого | 100,0 | 84,52 |
3.2.4. Общий материальный баланс установки
|
|
На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.29.
Таблица 3.29
Общий материальный баланс установки
| Приход | Расход | ||||||
| % масс | кг/ч | т/г | % масс | кг/ч | т/г | ||
| Эмульсия | Подготовленная | 14,38 | |||||
| в том числе: | нефть | ||||||
| нефть | 17,86 | в том числе: | |||||
| вода | 71,43 | нефть | 90,00 | 11,56 | |||
| вода | 10,00 | 1,28 | |||||
| Всего | 100,00 | 12,84 | |||||
| Газ | 6,98 | 6,23 | |||||
| Подтоварная | 78,64 | ||||||
| вода | |||||||
| в том числе: | |||||||
| вода | 99,9 | 70,14 | |||||
| нефть | 0,1 | 0,07 | |||||
| Всего | 70,21 | ||||||
| Итого | 89,29 | Итого | 100,00 | 89,29 |
3.3. Пример расчета материального баланса установки
предварительного сброса воды (УПСВ)
Исходные данные для расчета:
годовая производительность установки по сырью - 900000 тонн/год,
обводненность сырой нефти - 95%,
содержание воды в подготовленной нефти - 10%.
Компонентный состав нефти приведен в табл. 3.30.
Таблица 3.30
Компонентный состав нефти
| Компо-нент | CO2 | N2 | CH4 | C2H6 | C3H8 | i-C4H10 | н-C4H10 | i-C5H12 | н-С5H12 | С6H14 + | Итого |
| % мол. | 0,54 | 0,03 | 22,40 | 1,70 | 4,91 | 1,96 | 4,47 | 1,98 | 2,93 | 59,08 | 100,00 |
3.3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствуют абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:
|
|
Р = 0,4 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 = 0,4 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 9000000 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. 3.31.
Таблица 3.31
Исходные данные для расчета
| Компонент смеси | Мольная доля компонента в нефти ()
| Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль | Кi |
| CO2 | 0,54 | 17,3 | |
| N2 | 0,03 | ||
| CH4 | 22,4 | ||
| С2Н6 | 1,7 | ||
| С3Н8 | 4,91 | ||
| изо-С4Н10 | 1,96 | 0,75 | |
| н-С4Н10 | 4,47 | 0,52 | |
| изо-С5Н12 | 1,98 | 0,2 | |
| н-С5Н12 | 2,93 | 0,14 | |
| С6Н14+ | 59,08 | 0,05 | |
| 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. 3.32.
Таблица 3.32
Определение мольной доли отгона N
| Компонент смеси | = 26,9
| = 27,53
| = 28
|
| CO2 | 0,017 | 0,017 | 0,017 |
| Азот N2 | 0,001 | 0,001 | 0,001 |
| Метан CH4 | 0,783 | 0,767 | 0,755 |
| Этан С2Н6 | 0,046 | 0,045 | 0,044 |
| Пропан С3Н8 | 0,077 | 0,077 | 0,077 |
| Изобутан изо-С4Н10 | 0,016 | 0,016 | 0,016 |
| Н-бутан н-С4Н10 | 0,027 | 0,027 | 0,027 |
| Изопентан изо-С5Н12 | 0,005 | 0,005 | 0,005 |
| Н-пентан н-С5Н12 | 0,005 | 0,005 | 0,005 |
| С6Н14 + | 0,040 | 0,040 | 0,040 |
| åYi | 1,017 | 1,000 | 0,987 |
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 27,53 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.33.
Таблица 3.33
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 | 0,540 | 0,017 | 0,47 | 0,07 | 0,10 |
| N2 | 0,030 | 0,001 | 0,03 | 0,00 | 0,00 |
| CH4 | 22,400 | 0,767 | 21,11 | 1,29 | 1,76 |
| С2Н6 | 1,700 | 0,045 | 1,24 | 0,46 | 0,63 |
Окончание табл. 3.33
| С3Н8 | 4,910 | 0,077 | 2,12 | 2,79 | 3,79 |
| изо-С4Н10 | 1,960 | 0,016 | 0,43 | 1,53 | 2,07 |
| н-С4Н10 | 4,470 | 0,027 | 0,74 | 3,73 | 5,07 |
| изо-С5Н12 | 1,980 | 0,005 | 0,14 | 1,84 | 2,50 |
| н-С5Н12 | 2,930 | 0,005 | 0,15 | 2,78 | 3,78 |
| С6Н14+ | 59,080 | 0,040 | 1,10 | 59,08 | 80,29 |
| Итого | 100,000 | 1,000 | 27,52 | 73,58 | 100,00 |
Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.34.
Таблица 3.34
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 | 0,54 | 23,76 | 20,62 | 3,14 | 86,79 |
| N2 | 0,03 | 0,84 | 0,83 | 0,01 | 98,51 |
| CH4 | 22,40 | 358,40 | 337,72 | 20,68 | 94,23 |
| С2Н6 | 1,70 | 51,00 | 37,06 | 13,94 | 72,67 |
| С3Н8 | 4,91 | 216,04 | 93,27 | 122,77 | 43,17 |
| изо-С4Н10 | 1,96 | 113,68 | 25,21 | 88,47 | 22,17 |
| н-С4Н10 | 4,47 | 259,26 | 42,77 | 216,49 | 16,50 |
| изо-С5Н12 | 1,98 | 142,56 | 10,07 | 132,49 | 7,06 |
| н-С5Н12 | 2,93 | 210,96 | 10,65 | 200,31 | 5,05 |
| С6Н14+ | 59,08 | 5080,88 | 94,71 | 5080,88 | 1,86 |
| Итого | åMic=6457,38 | åMiг =672,91 | åMiн=5879,1 | Rсмг= 10,42 |
Rсмг=0,1042 – массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг=å Miг/ åN0гi
Mсрг = 672,91 / 27,52 = 24,45
Плотность газа:
кг/м3,
Плотность газа при н.у:
кг/м3,
Таблица 3.35
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 | 0,0170 | 3,06 | ~ | |
| N2 | 0,0011 | 0,12 | ~ | |
| CH4 | 0,7669 | 50,19 | ~ | |
| С2Н6 | 0,0449 | 5,51 | ~ | |
| С3Н8 | 0,0770 | 13,86 | 563,87 | |
| изо-С4Н10 | 0,0158 | 3,75 | 152,39 | |
| н-С4Н10 | 0,0268 | 6,36 | 258,54 | |
| изо-С5Н12 | 0,0051 | 1,50 | 60,85 | |
| н-С5Н12 | 0,0054 | 1,58 | 64,40 | |
| С6Н14+ | 0,0400 | 14,07 | 572,54 | |
| Итого | 1,0000 | ~ | 100,00 | 1672,59 |
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 90% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет
Qн = 5,36 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 0,1042 . 5,36 = 0,56 т/ч.
Qнсеп = Qн - Qг = 5,36 – 0,56 = 4,80 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 4,80 + 101,79 = 106,58 т/ч.
Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:
åQдо сеп = åQпосле сеп;
åQдо сеп = Q = 107,14 т/ч;
åQпосле сеп = Qсеп+ Qг;
Qсеп+ Qг = 107,14 т/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.36.
Таблица 3.36
Материальный баланс сепарации первой ступени
| Приход | Расход | ||||||
| %масс | т/ч | т/г | %масс | т/ч | т/г | ||
| Эмульсия | Эмульсия | 99,48 | |||||
| в том числе: | в том числе: | ||||||
| нефть | 5,36 | нефть | 4,50 | 4,80 | |||
| вода | 101,79 | вода | 95,49 | 101,79 | |||
| Всего | 106,58 | ||||||
| ИТОГО | 107,14 | Газ | 0,52 | 0,56 | 4689,4 | ||
| ИТОГО | 107,14 |