&;nbsp;Материальный баланс второй ступени, Общий материальный баланс установки - Определение эффективности использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

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

44

53,1

N2

0,03

28

131,5

CH4

4,21

16

58,2

С2Н6

1,06

30

9,3

С3Н8

4,75

44

2,08

Изо-С4Н10

2,22

58

0,99

Н-С4Н10

5,25

58

0,7

Изо-С5Н12

2,45

72

0,19

Н-С5Н12

3,66

72

0,14

С6Н14+

76,35

86

0,05

100,00

~

-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:

Путем 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

Yi

1,073

1,000

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, %

У(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

N0гi 4,23

95,94

100,00

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведен 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

Mic=7749,43

Miг =108,43

Miн=7655,47

Rсмг= 1,40

Rсмг=0,0140- массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

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/N0гi

Молекулярная масса

(Mi)

Массовый состав

[N0гi/N0гi].Mi.100 , %

Mсрг

Содержание тяжелых углеводородов

[N0гi/N0гi].Mi. ср.103, г/м3 Mсрг

СО2

0,00

44

0,20

~

N2

0,01

28

1,35

~

CH4

0,75

16

52,06

~

С2Н6

0,07

30

9,33

~

С3Н8

0,10

44

18,90

253,77

Изо-С4Н10

0,02

58

5,57

74,77

Н-С4Н10

0,04

58

9,39

126,12

Изо-С5Н12

0,00

72

1,53

20,54

Н-С5Н12

0,01

72

1,68

22,56

С6Н14+

-

195,37

-

Итого

1,00

~

100,00

497,76

Составим материальный баланс блока без сбора воды:

Qг = Rсмг. Qн

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

269500

Вода

51,43

32,08

269500,0

Всего

100

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
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

51

33,39

280500

В том числе:

Вода

49

32,08

269500

Нефть

46,28

30,30

254540

Вода

49,00

32,08

269500

Газ

4,72

3,09

25960

Итого

100

65,48

550000

Итого

100,00

65,48

550000

Похожие статьи




&;nbsp;Материальный баланс второй ступени, Общий материальный баланс установки - Определение эффективности использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

Предыдущая | Следующая