Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Институт промышленных технологий и инжиниринга

Кафедра переработки нефти и газа

Расчет материального баланса

дожимной насосной станции

Методические указания

по дисциплине: «Физико-химические основы подготовки и переработки нефти и газа»

направления: 18.03.02 (241000.62) - Энерго- и ресурсосберегающие процессы в химической технологии, нефтехимии и биотехнологии

для практических занятий студентов всех форм обучения.

Составитель А.М. Глазунов

Тюмень

ТюмГНГУ

2015

УДК 665.62 (075.8)

Расчет материального баланса дожимной насосной станции: метод. указ. для практических занятий студентов всех форм обучения, направления: 18.03.02 (241000.62) - Энерго- и ресурсосберегающие процессы в химической технологии, нефтехимии и биотехнологии / сост. А.М. Глазунов; Тюменский государственный нефтегазовый университет. – Тюмень: Издательский центр БИК ТюмГНГУ 2015.– 28 с.

Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию кафедрой переработки нефти и газа «___» ___________г., протокол № ___.

Зав. кафедрой ПНГ, к.т.н. _________________ А.Г. Мозырев.

Аннотация

В методических указаниях приводятся, примеры и решения поставленных задач для практических занятий по дисциплине: «Физико-химические основы подготовки и переработки нефти и газа» охватывающие весь курс, дан список научной и справочной литературы необходимой для проведения необходимых расчетов.

В данном методическом указании представлены примеры расчетов поставленных задач, задания по вариантам, справочные величины и рекомендуемая литература.

Введение

Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сы­рья заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных её составляющих (нефть и газ), завер­шающимся получением товарной продукции. Технологический процесс после разделения продукции скважины состоит из нефтяного и газового материальных потоков.

Основными технологическими установками, входящими в состав системы сбора и подготовки, являются: дожимная насосная станция (ДНС); дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ); установка предварительного сброса воды (УПСВ); установка подготовки нефти (УПН), которая входит в состав ЦПС.

Целью методических указаний является помощь в расчете материального баланса дожимной насосной станции, который может быть использован в дипломных и проектных расчетах.

1. Тематика практических занятий

Согласно методических указаний необходимо произвести расчет материального баланса дожимной насосной станции (в соответствии с вариантом заданий).

Расчет включает:

- материальный баланс первой ступени сепарации;

- материальный баланс второй ступени сепарации;

- общий материальный баланс.

1.1. Пример расчета материального баланса дожимной насосной станции

Исходные данные для расчета:

- годовая производительность установки по сырью – 550 тыс. т/год

- обводненность сырой нефти - 49%

- компонентный состав нефти приведен в табл. 1.

Таблица 1.

Компонентный состав нефти

Компо-нент	CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-С5H12	С6H14 +	Итого
% мол.	0,03	0,54	22,4	1,7	4,91	1,96	4,47	1,98	2,93	59,08	100,00

1.1.1. 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]:

, (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)

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

Поскольку , то по уравнению (2) получим:

(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 G_э – 550 тыс. т/год часовая производительность установки составит:

т/ч.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.

Таблица 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	210	0,04
		 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.

Таблица 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. Расчёт приведён в табл. 4.

Таблица 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, % Σ(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

Продолжение табл.4

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 приведён в табл. 5.

Таблица 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

R_см^г= 0,0797 – массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

M_ср^г= M_i^г/ N₀^г_i

M_ср^г = 513,81 / 23,35 = 22,02

Плотность газа:

кг/м³,

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

кг/м³,

Таблица 6.

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/N0гi	Молекулярная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/N0гi].Mi.100 , % Mсрг	Содержание тяжёлых 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	210	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 учётом обводненности нефти.

Сырая нефть имеет обводненность 49% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет:

Q_н = 33,39 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 0,0797 ^. 33,39 = 2,66 т/ч.

Q_н^сеп = Q_н - Q_г = 33,39 – 2,66 = 30,73 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q _воды = 30,73 + 32,08 = 62,82 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

Q^{до сеп} = Q^{после сеп};

Q^{до сеп} = Q = 33,39 т/ч;

Q^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 30,73 + 2,66 = 33,39 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 7.

Таблица 7.

Материальный баланс сепарации первой ступени

	Приход			Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	95,94
в том числе:				в том числе:
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