ПРИМЕР РАСЧЕТА МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ (ДНС), Материальный баланс первой ступени сепарации - Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья

Исходные данные для расчета:

Годовая производительность установки по сырью - 550000 тонн/год

Обводненность сырой нефти - 49%

Компонентный состав нефти приведен в табл. 2.1.

Таблица 3.1.

Компонентный состав нефти

Компо-нент

CO2

N2

CH4

C2H6

C3H8

I-C4H10

Н-C4H10

I-C5H12

Н-С5H12

С6H14 +

Итого

% мол.

0,36

0,20

22,4

1,7

4,91

1,96

4,47

1,98

2,93

59,08

100,00
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]:

, (2.1)

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:

, (2.2)

Где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии; - мольная доля отгона.

Поскольку, то по уравнению (2.2) получим:

(2.3)

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. 2.2.

Таблица 2.2.

Исходные данные для расчета

№ п/п

Компонент смеси

Мольная доля компонента в нефти ()

Молекулярная масса компонента (MI), кг/кмоль

КI

1

CO2

0,03

44

8,2

2

N2

0,54

28

81,5

3

CH4

22,4

16

19,3

4

С2Н6

1,7

30

3,5

5

С3Н8

4,91

44

1,1

6

Изо-С4Н10

1,96

58

0,46

7

Н-С4Н10

4,47

58

0,33

8

Изо-С5Н12

1,98

72

0,14

9

Н-С5Н12

2,93

72

0,11

10

С6Н14+

59,08

86

0,04

100

-

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. 2.3.

Таблица 2.3

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

YI

0,976

1,000

1,025

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 23,75 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в табл. 2.4.

Таблица 2.4 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, %

У(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 приведен в табл. 2.5.

Таблица 2.5 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

100

MIC=6449,22

MIГ =513,81

MIН=5996,57

RСмГ= 7,97

RСмГ= 0,0797 - массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

MСрГ= MIГ/ N0ГI

MСрГ = 513,81 / 23,35 = 22,02

Плотность газа:

кг/м3,

Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и температуре 0ОС):

кг/м3,

Таблица 2.6 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

CO2

0,0009

44

0,18

~

N2

0,0222

28

2,83

~

CH4

0,8206

16

59,61

~

С2Н6

0,0376

30

5,12

~

С3Н8

0,0528

44

10,55

773,40

Изо-С4Н10

0,0103

58

2,72

199,29

Н-С4Н10

0,0175

58

4,61

337,78

Изо-С5Н12

0,0035

72

1,13

83,17

Н-С5Н12

0,0041

72

1,33

97,56

С6Н14+

0,0305

86

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 учетом 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 расчета материального баланса определится выполнением условия:

QДо сеп = QПосле сеп;

QДо сеп = Q = 33,39 т/ч;

QПосле 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. 2.7.

Таблица 2.7 Материальный баланс сепарации первой ступени

Приход

Расход

%масс

Т/ч

Т/г

%масс

Т/ч

Т/г

Эмульсия в том числе:

Эмульсия в том числе:

95,94

Нефть

51

33,39

280500

Нефть

48,925

30,73

258152

Вода

49

32,08

269500

Вода

51,075

32,08

269500

Всего

100

62,82

527652

ИТОГО

100

65,48

550000

Газ

4,06

2,66

22348

ИТОГО

100

65,48

550000

Похожие статьи




ПРИМЕР РАСЧЕТА МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ (ДНС), Материальный баланс первой ступени сепарации - Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья

Предыдущая | Следующая