3.3.2. Материальный баланс блока сбора воды
Поток сырой нефти производительностью Qсеп входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:
Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)
Rнсеп = 100 . 4,80 / 106,58 = 4,50 %.
Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 – 4,80 = 95,50 %.
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 = 5,22 т/ч, в том числе:
- нефть – 0,99.Qнот= 0,90. 5,22 = 4,70 т/ч;
- вода – 0,01.Qнот= 0,1. 5,22 = 0,52 т/ч.
Qвот = 101,37 т/ч, в том числе:
- вода 0,999.Qвот = 0,999. 101,37 = 101,26 т/ч;
- нефть – 0,001.Qвот=0,001. 101,37 = 0,1 т/ч.
Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в табл. 3.37.
Таблица 3.37
Материальный баланс блока сброса воды
| Приход | Расход | ||||||
| % масс | кг/ч | т/г | % масс | кг/ч | т/г | ||
| Эмульсия | Обезвоженная нефть | 4,90 | |||||
| в том числе: | |||||||
| нефть | 4,50 | 4,80 | 40310,6 | в том числе: | |||
| вода | 95,50 | 101,79 | нефть | 4,70 | 39459,2 | ||
| вода | 0,52 | ||||||
| Всего | 5,22 | 43843,5 | |||||
| Подтоварная | |||||||
| вода | 95,10 | ||||||
| в том числе: | |||||||
| вода | 99,9 | 101,26 | |||||
| нефть | 0,1 | 0,10 | |||||
| Всего | 100,0 | 101,37 | |||||
| Итого | 100,0 | 106,58 | Итого | 100,0 | 106,58 |
3.3.3. Материальный баланс второй ступени сепарации
Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны
Р = 0,105 МПа; t = 200С.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.38.
Таблица 3.38
Исходные данные для расчета
| Компонент смеси | Мольная доля компонента в нефти ( )
| Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль | Кi |
| СО2 | 0,10 | ||
| N2 | 0,00 | ||
| CH4 | 1,76 | ||
| С2Н6 | 0,63 | ||
| С3Н8 | 3,79 | ||
| изо-С4Н10 | 2,07 | 2,8 | |
| н-С4Н10 | 5,07 | ||
| изо-С5Н12 | 2,50 | 0,8 | |
| н-С5Н12 | 3,78 | 0,6 | |
| С6Н14+ | 80,29 | 0,18 | |
| 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. 3.39.
Таблица 3.39
Определение мольной доли отгона N
| Компонент смеси | = 4,72
| = 5
|
| СО2 | 0,016 | 0,015 |
| Азот N2 | 0,0001 | 0,000 |
| Метан CH4 | 0,333 | 0,317 |
| Этан С2Н6 | 0,079 | 0,076 |
| Пропан С3Н8 | 0,228 | 0,225 |
| Изобутан изо-С4Н10 | 0,054 | 0,053 |
| Н-бутан н-С4Н10 | 0,097 | 0,097 |
| Изопентан изо-С5Н12 | 0,020 | 0,020 |
| Н-пентан н-С5Н12 | 0,023 | 0,023 |
| Гексан и выше С6Н14 + | 0,150 | 0,151 |
| åYi | 1,000 | 0,977 |
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 4,72 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.40.
Таблица 3.40
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 | 0,10 | 0,016 | 0,08 | 0,02 | 0,02 |
| N2 | 0,00 | 0,000 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| CH4 | 1,76 | 0,333 | 1,57 | 0,18 | 0,19 |
| С2Н6 | 0,63 | 0,079 | 0,37 | 0,26 | 0,27 |
| С3Н8 | 3,79 | 0,228 | 1,08 | 2,72 | 2,83 |
| изо-С4Н10 | 2,07 | 0,054 | 0,25 | 1,82 | 1,90 |
| н-С4Н10 | 5,07 | 0,097 | 0,46 | 4,62 | 4,81 |
| изо-С5Н12 | 2,50 | 0,020 | 0,10 | 2,41 | 2,51 |
| н-С5Н12 | 3,78 | 0,023 | 0,11 | 3,67 | 3,83 |
| С6Н14+ | 80,29 | 0,150 | 0,71 | 80,29 | 83,65 |
| Итого | 100,00 | 1,000 | åN0гi »4,72 | 95,99 | 100,00 |
Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.41.
Таблица 3.41
Массовый баланс процесса сепарации второй 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, % |
| СО2 | 0,10 | 4,26 | 3,32 | 0,94 | 77,86 |
| N2 | 0,00 | 0,02 | 0,02 | 0,00 | 96,92 |
| CH4 | 1,76 | 28,10 | 25,18 | 2,92 | 89,60 |
| С2Н6 | 0,63 | 18,94 | 11,17 | 7,77 | 58,96 |
| С3Н8 | 3,79 | 166,85 | 47,36 | 119,49 | 28,38 |
| изо-С4Н10 | 2,07 | 120,24 | 14,65 | 105,60 | 12,18 |
| н-С4Н10 | 5,07 | 294,23 | 26,52 | 267,71 | 9,01 |
| изо-С5Н12 | 2,50 | 180,07 | 6,86 | 173,21 | 3,81 |
| н-С5Н12 | 3,78 | 272,23 | 7,86 | 264,38 | 2,89 |
| С6Н14+ | 80,29 | 6905,34 | 61,03 | 6905,34 | 0,88 |
| Итого | 100,00 | åMic =7990,30 | åMiг =203,96 | åMiн =7847,36 | Rсмг = 2,55 |
Rсмг =0,0255 – массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг=å Miг/ åN0гi
Mсрг = 203,96 / 4,72 = 43,19
Плотность газа:
кг/м3,
Плотность газа при н.у:
кг/м3.
В блоке второй ступени сепарации от частично обезвоженной нефти отделяется остаточный газ низкого давления
Qн = 4,70 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 4,70 . 0,0255 = 0,12 т/ч.
Qнсеп = Qн - Qг = 4,70 – 0,12 = 4,58 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 4,58 + 0,52 = 5,22 т/ч.
Таблица 3.42
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 | 0,02 | 1,63 | ~ | |
| N2 | 0,00 | 0,01 | ~ | |
| CH4 | 0,33 | 12,34 | ~ | |
| С2Н6 | 0,08 | 5,48 | ~ | |
| С3Н8 | 0,23 | 23,22 | 437,99 | |
| изо-С4Н10 | 0,05 | 7,18 | 135,47 | |
| н-С4Н10 | 0,10 | 13,00 | 245,32 | |
| изо-С5Н12 | 0,02 | 3,37 | 63,49 | |
| н-С5Н12 | 0,02 | 3,85 | 72,68 | |
| С6Н14+ | 0,15 | 29,92 | 564,46 | |
| Итого | 0,85 | ~ | 100,00 | 1519,40 |
Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:
åQдо сеп = åQпосле сеп;
åQдо сеп = Q = 4,70 т/ч;
åQпосле сеп = Qсеп+ Qг;
Qсеп+ Qг = 4,58 + 0,12 = 4,70 т/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.43.
Таблица 3.43
Материальный баланс сепарации второй ступени
| Приход | Расход | ||||||
| %масс | т/ч | т/г | %масс | т/ч | т/г | ||
| Эмульсия | Эмульсия | 97,70 | |||||
| в том числе: | в том числе: | ||||||
| нефть | 90,00 | 4,70 | нефть | 89,76 | 4,58 | ||
| вода | 10,00 | 0,52 | вода | 10,24 | 0,52 | ||
| Всего | 5,10 | ||||||
| ИТОГО | 5,22 | Газ | 2,30 | 0,12 | |||
| ИТОГО | 5,22 |
3.3.4. Общий материальный баланс установки
На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.44.
Таблица 3.44
Общий материальный баланс установки
| Приход | Расход | ||||||
| % масс | кг/ч | т/г | % масс | кг/ч | т/г | ||
| Эмульсия | Подготовленная | 4,76 | |||||
| в том числе: | нефть | ||||||
| нефть | 5,36 | в том числе: | |||||
| вода | 101,79 | нефть | 89,76 | 4,58 | |||
| вода | 10,24 | 0,52 | |||||
| Всего | 100,00 | 5,10 | |||||
| Газ | 0,63 | 0,68 | |||||
| Подтоварная | 94,61 | ||||||
| вода | |||||||
| в том числе: | |||||||
| вода | 99,9 | 101,26 | |||||
| нефть | 0,1 | 0,10 | |||||
| Всего | 101,37 | ||||||
| Итого | 107,14 | Итого | 100,00 | 107,14 |
3.4. Пример расчета материального баланса установки
подготовки нефти (УПН)
Годовая мощность установки по товарной нефти - 2,5 млн т/год.
Годовая продолжительность работы установки - 350 дней (8400 ч).
Обводненность сырой нефти - 25 % масс.
Содержание воды в товарной нефти - 0,2% масс. (I группа).
Химический состав нефти приведен в табл. 3.45.
Таблица 3.45
Химический состав нефти
| Компонент | СО2 | N2 | CH4 | C2H6 | C3H8 | i-C4H10 | н-C4H10 | i-C5H12 | н-С5H12 | Остаток | Итого |
| % мол. | 0,71 | 0,44 | 23,01 | 4,25 | 8,27 | 1,61 | 5,71 | 2,03 | 3,53 | 50,44 | 100,00 |
3.4.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинами-ческие параметры работы рассматриваемого блока соответствуют абсолютному давлению и температуре, равных соответственно
Р = 0,5 МПа; t = 200С.
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:
,
где 
- мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящегося 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 = 200С).
Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение
,
где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии;
- мольная доля отгона.
Поскольку 
, то получим
.
Уравнение используется для определения методом последовательного
приближения мольной доли отгона при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.
При расходе нефтяной эмульсии 
2,5 млн тонн/год, часовая произ-водительность установки составит
т/ч.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.46.
Таблица 3.46
Исходные данные для расчета
| Компонент смеси | Мольная доля компонента в нефти ()
| Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль | Кi |
| CO2 | 0,71 | 14,5 | |
| N2 | 0,44 | ||
| CH4 | 23,01 | ||
| С2Н6 | 4,25 | ||
| С3Н8 | 8,27 | 1,7 | |
| изо- С4Н10 | 1,61 | 0,6 | |
| н-С4Н10 | 5,71 | 0,45 | |
| изо-С5Н12 | 2,03 | 0,17 | |
| н-С5Н12 | 3,53 | 0,13 | |
| С6Н14+ | 50,44 | 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. 3.47.
Таблица 3.47
Определение мольной доли отгона N
| Компонент смеси | = 31
| = 32,3
| = 33
|
| CO2 | 0,020 | 0,019 | 0,019 |
| Азот N2 | 0,014 | 0,013 | 0,013 |
| Метан CH4 | 0,698 | 0,672 | 0,659 |
| Этан С2Н6 | 0,100 | 0,098 | 0,096 |
| Пропан С3Н8 | 0,116 | 0,115 | 0,114 |
| Изобутан изо-С4Н10 | 0,011 | 0,011 | 0,011 |
| Н-бутан н-С4Н10 | 0,031 | 0,031 | 0,031 |
| Изопентан изо-С5Н12 | 0,005 | 0,005 | 0,005 |
| Н-пентан н-С5Н12 | 0,006 | 0,006 | 0,006 |
| С6Н14 + | 0,029 | 0,029 | 0,030 |
| åYi | 1,029 | 1,000 | 0,985 |
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 32,3 молей газа.
Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.48.
Таблица 3.48
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 | 0,710 | 0,019 | 0,62 | 0,09 | 0,13 |
| N2 | 0,440 | 0,013 | 0,43 | 0,01 | 0,01 |
| CH4 | 23,010 | 0,672 | 21,71 | 1,30 | 1,89 |
| С2Н6 | 4,250 | 0,098 | 3,15 | 1,10 | 1,60 |
| С3Н8 | 8,270 | 0,115 | 3,70 | 4,57 | 6,65 |
| изо-С4Н10 | 1,610 | 0,011 | 0,36 | 1,25 | 1,82 |
| н-С4Н10 | 5,710 | 0,031 | 1,01 | 4,70 | 6,85 |
| изо-С5Н12 | 2,030 | 0,005 | 0,15 | 1,88 | 2,73 |
| н-С5Н12 | 3,530 | 0,006 | 0,21 | 3,32 | 4,84 |
| С6Н14+ | 50,440 | 0,029 | 0,94 | 50,44 | 73,47 |
| Итого | 100,000 | 1,000 | 32,29 | 68,66 | 100,00 |