3.2. Материальный баланс второй ступени со сбросом воды
Материальный баланс второй ступени сепарации
Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:
Р = 0,5МПа; t = 20 0С
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) c учетом условий сепарации приведены в таблице 3.10.
Таблица 3.10.
Исходные данные для расчета
|
компонент |
zi' |
Mi |
Ki |
|
CO2 |
0,0805 |
44 |
42,5 |
|
N2 |
0,015 |
28 |
105,2 |
|
CH4 |
4,284 |
16 |
46,56 |
|
C2H6 |
1,435 |
30 |
7,44 |
|
C3H8 |
3,887 |
44 |
1,67 |
|
н-C4H10 |
4,335 |
58 |
0,56 |
|
i-C4H10 |
1,453 |
58 |
0,79 |
|
н-C5H12 |
2,847 |
72 |
0,11 |
|
i-C5H12 |
2,772 |
72 |
0,15 |
|
остаток |
78,89 |
86 |
0,032 |
|
Σ |
100 |
- |
- |
Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:
у1=
у2=
у3=
у4=
у5=
у6=
у7=
у8=
у9=
у10=
Путем подбора определим такую величину N´, при которой выполняется условие:
∑ уi = 1
Подбор величины N´ приводится в таблице 3.11.
Таблица 3.11.
Определение мольной доли отгона N
|
компонент |
N'=3,545 |
|
CO2 |
0,014 |
|
N2 |
0,003 |
|
CH4 |
0,763 |
|
C2H6 |
0,087 |
|
C3H8 |
0,063 |
|
н-C4H10 |
0,025 |
|
i-C4H10 |
0,011 |
|
н-C5H12 |
0,003 |
|
i-C5H12 |
0,004 |
|
остаток |
0,026 |
|
Σ |
1,0000 |
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 3,545 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в таблице 3.12.
Таблица 3.12.
Мольный баланс процесса сепарации второй ступени
|
Компоненты смеси |
Мольный состав сырой нефти, (Z´i), % |
Газ из сепаратора |
Нефть из сепаратора, (Z´i- Nг0i) |
Мольный
состав нефти,
|
|
|
Мольная концентрация, (уi´) |
Моли, Nг0i= N´∙ уi´ |
||||
|
CO2 |
0,08059099 |
0,01386028 |
0,049134683 |
0,031456307 |
0,032612798 |
|
N2 |
0,015167545 |
0,00339937 |
0,012050758 |
0,003116787 |
0,003231376 |
|
CH4 |
4,28431092 |
0,76279058 |
2,704092596 |
1,580218323 |
1,638315036 |
|
C2H6 |
1,435632434 |
0,08695858 |
0,308268175 |
1,127364258 |
1,168811796 |
|
C3H8 |
3,887580762 |
0,06341636 |
0,224811014 |
3,662769748 |
3,797431447 |
|
i-C4H10 |
1,453405256 |
0,01156802 |
0,04100863 |
1,412396627 |
1,464323376 |
|
н-C4H10 |
4,335140523 |
0,02466146 |
0,087424863 |
4,24771566 |
4,40388289 |
|
i-C5H12 |
2,771982614 |
0,00428716 |
0,01519797 |
2,756784643 |
2,858137807 |
|
н-C5H12 |
2,847564899 |
0,00323437 |
0,011465832 |
2,836099067 |
2,940368225 |
|
Остаток |
78,88862406 |
0,02614142 |
0,092671327 |
78,79595273 |
81,69288525 |
|
Итого |
100 |
1,00031759 |
3,546125848 |
96,45387415 |
100 |
Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в таблице 3.13.
Таблица 3.13.
Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
|
компоненты смеси |
Молярный состав сырой нефти, (Z´i), % |
Массовый состав сырой нефти, Мic= Z´i ∙ Mi |
Массовый состав газа из сепаратора, Мiг= Nг0i ∙ Mi |
Массовый состав нефти из сепаратора, Мiн= Мic - Мiг |
Масса выделившегося газа, относительно сырой, Riг= Мiг / Мic∙100 |
|
CO2 |
0,08059099 |
3,54600354 |
2,161926042 |
1,3840775 |
60,96796059 |
|
N2 |
0,015167545 |
0,42469125 |
0,337421213 |
0,087270035 |
79,4509458 |
|
CH4 |
4,28431092 |
68,5489747 |
43,26548154 |
25,28349317 |
63,11616143 |
|
C2H6 |
1,435632434 |
43,068973 |
9,248045257 |
33,82092775 |
21,47263938 |
|
C3H8 |
3,887580762 |
171,053554 |
9,891684603 |
161,1618689 |
5,78279983 |
|
i-C4H10 |
1,453405256 |
84,2975049 |
2,378500519 |
81,91900434 |
2,821555067 |
|
н-C4H10 |
4,335140523 |
251,43815 |
5,070642035 |
246,3675083 |
2,016655797 |
|
i-C5H12 |
2,771982614 |
199,582748 |
1,094253868 |
198,4884943 |
0,548270769 |
|
н-C5H12 |
2,847564899 |
205,024673 |
0,825539908 |
204,1991328 |
0,402653933 |
|
Остаток |
78,88862406 |
6784,42167 |
7,96973415 |
6776,451935 |
0,117471091 |
|
Итого |
100 |
7811,40694 |
82,24322914 |
7729,163712 |
1,05286064 |
Rсмг = 0,0105 – массовая доля отгона
Средняя молекулярная масса газа:
Мсрг = ∑ Мiг /∑ Nг0i
Мсрг =82,243/3,546=23,19
Плотность газа:
ρср=
=
=4,82
кг/м3
Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и температуре 00С):
ρср=Мср/22,4 = 23,19/22,4 = 1,035 кг/м3
Таблица 3.14.
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
|
компоненты смеси |
Молекулярная концентрация, Nг0i / ∑Nг0i
|
Моллекулярная масса, Мi |
Массовый
состав,
|
Содержание тяжелых углеводородов
|
|
CO2 |
0,013855877 |
44 |
2,628697906 |
- |
|
N2 |
0,003398288 |
28 |
0,410272331 |
- |
|
CH4 |
0,762548401 |
16 |
52,60673978 |
- |
|
C2H6 |
0,086930974 |
30 |
11,24474969 |
- |
|
C3H8 |
0,063396231 |
44 |
12,02735436 |
580,1404252 |
|
i-C4H10 |
0,011564347 |
58 |
2,892032018 |
139,4974019 |
|
н-C4H10 |
0,024653627 |
58 |
6,165421869 |
297,3896302 |
|
i-C5H12 |
0,004285796 |
72 |
1,330509368 |
64,17722864 |
|
н-C5H12 |
0,00323334 |
72 |
1,003778569 |
48,4173417 |
|
Остаток |
0,026133119 |
86 |
9,690444106 |
467,4193673 |
|
Итого |
1 |
|
100 |
1597,041395 |
,
%
,
г/м3
В блоке второй ступени сепарации от обезвоженной нефти отделяется остаточный газ низкого давление.
Qн= 46,166 т/ч
Газ будет отделяться от нефти с производительностью
Qг= Rсмг ∙ Qн
Qг= Rсмг ∙ Qн = 0,0105 ∙46,166 = 0,48 т/ч
Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:
Qнсеп = Qн - Qг = 46,166 – 0,48 = 45,68 т/ч
Qсеп =Qнсеп + Qводы = 45,68 + 116,66 = 162,346 т/ч
Данные по расчету сепарации второй ступени сводим в таблицу 3.15.
Таблица 3.15.
Материальный баланс второй ступени сепарации
|
|
Приход |
Расход |
||||||
|
|
%масс |
т/ч |
т/г |
|
%масс |
т/ч |
т/г |
|
|
Эмульсия |
|
|
|
Эмульсия |
99,70149409 |
|
|
|
|
В том числе |
В том числе |
|||||||
|
нефть |
28,35189141 |
46,1661966 |
387796,0511 |
Нефть |
28,13737723 |
45,68013 |
383713,1 |
|
|
вода |
71,64810859 |
116,666667 |
980000 |
Вода |
71,86262277 |
116,6667 |
980000 |
|
|
|
|
|
|
Всего |
100 |
162,3468 |
1363713 |
|
|
Итого |
100 |
162,832863 |
1367796,051 |
Газ |
0,298505905 |
0,486066 |
4082,952 |
|
|
Итого |
100 |
162,8329 |
1367796 |
|||||