3. Расчет материального баланса установки подготовки нефти

Годовая производительность установки по сырью- 1,4 млн т/год.

Годовая продолжительность работы установки - 350 дней (8400ч).

Обводненность сырой нефти - 70% масс.

Содержание воды на выходе нефти– 0,5% масс.

Содержание УВ в товарной воде- 0,1%масс.

Таблица 3.1.

Химический состав нефти

Компонент	СО2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-C5H12	Остаток	Итого
% мол.	0,36	0,2	25,91	2,16	3,52	1,19	3,45	2,1	2,15	58,86	100

3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:

Р = 1 МПа t = 10 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:

у_i^´ = K_i x_i^´ (3.1.)

где у_i^´ - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящимся в равновесии с жидким остатком; x_i^´ - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 1 МПа и t =10 ⁰С).

Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:

у_i^´= (3.2)

где Z^´_i – мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии;

N^´ - мольная доля отгона.

Поскольку ∑ у_i^´ = 1,то по уравнению (3.2) получим

=1 (3.3)

Уравнение (3.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона N^´ , при заданных составе исходной смеси Z^´_i, давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии G_э – 1400000 тонн/год часовая производительность установки составит:

т/ч.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2.

Исходные данные для расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти (Z^´i)	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/моль	Кi
СО2	0,36	44	14,6
N2	0,2	28	48,8
CH4	25,91	16	20,8
C2H6	2,16	30	2,98
C3H8	3,52	44	0,63
н- C4H10	1,19	58	0,29
i- C4H10	3,45	58	0,2
н-C5H12	2,1	72	0,05
i-C5H12	2,15	72	0,04
остаток	58,96	86	0,01
∑	∑ Z^´i=100	~	~

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе:

у₁ =

у₂ =

у₃ =

у₄ =

у₅ =

у₆ =

у₇ =

у₈ =

у₉ =

у₁₀ =

Путем подбора определим такую величину N^´, при которой выполняется условие:

∑ у_i^´ = 1

Подбор величины N^´ приводится в таблице 3.3

Таблица 3.3.

Определение мольной доли отгона N^´

компонент	N'=25,5
CO2	0,012
N2	0,007
CH4	0,891
C2H6	0,043
C3H8	0,024
н-C4H10	0,009
i-C4H10	0,004
н-C5H12	0,0011
i-C5H12	0,0013
остаток	0,0078
Итого	1,000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 25,5 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в таблице 3.4.

Таблица 3.4.

Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
компоненты смеси	Молярный состав сырой нефти , (Z^´i), %	Газ сепаратора		Нефть из сепаратора моли (Z^´i- N^г0i)	Мольный состав нефти из блока сепараторов
		Молярная концентрация	Моли, N^г0i= N^´∙ уi^´
CO2	0,36	0,011763653	0,29997314	0,060026858	0,08059099
N2	0,2	0,007400106	0,18870271	0,011297293	0,015167545
CH4	25,91	0,890937345	22,7189023	3,191097702	4,28431092
C2H6	2,16	0,042772277	1,09069307	1,069306931	1,435632434
C3H8	3,52	0,024486281	0,62440015	2,895599845	3,887580762
i-C4H10	1,19	0,004213932	0,10745528	1,082544722	1,453405256
н-C4H10	3,45	0,008668342	0,22104271	3,228957286	4,335140523
i-C5H12	2,1	0,001385681	0,03533487	2,064665127	2,771982614
н-C5H12	2,15	0,001138771	0,02903867	2,120961335	2,847564899
Остаток	58,96	0,007887098	0,201121	58,758879	78,88862406
Итого	100	1,000653486	25,5166639	74,4833361	100

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в таблице 3.5.

Таблица 3.5.

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

компоненты смеси	молярный состав сырой нефти , (Z^´i), %	Массовый состав сырой нефти, Мi^c= Z^´i ∙ Mi	Массовый состав газа из сепаратора, Мi^г= N^г0i ∙ Mi	Массовый состав нефти из сепаратора? Мi^н= Мi^c - Мi^г	Масса выделившегося , относительно сырой нефти, Ri^г= Мi^г / Мi^c∙100
CO2	0,36	15,84	13,1988183	2,641181737	83,32587287
N2	0,2	5,6	5,28367579	0,31632421	94,3513534
CH4	25,91	414,56	363,502437	51,05756323	87,6839147
C2H6	2,16	64,8	32,7207921	32,07920792	50,4950495
C3H8	3,52	154,88	27,4736068	127,4063932	17,73864076
i-C4H10	1,19	69,02	6,23240613	62,78759387	9,029855303
н-C4H10	3,45	200,1	12,8204774	187,2795226	6,407035176
i-C5H12	2,1	151,2	2,54411085	148,6558891	1,682612999
н-C5H12	2,15	154,8	2,0907839	152,7092161	1,350635593
Остаток	58,96	5070,56	17,2964056	5053,263594	0,341114307
Итого	100	6301,36	483,163514	5818,196486	7,667606891

R_см^г = 0,0767 – массовая доля отгона

Средняя молекулярная масса газа:

М_ср^г = ∑ М_i^г /∑ N^г_0i

М_ср^г =483,163/25,517 = 18,935

Плотность газа:

ρ_ср===8,154 кг/м³

Плотность газа при н.у.: ρ_ср= = = 0,845 кг/м³

Таблица 3.6.

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

компоненты смеси	Молярная концентрация, N^г0i / ∑N^г0i	Молекулярная масса? Мi	Массовый состав, , %	Содержание тяжелых углеводородов , г/м^3
CO2	0,01175597	44	2,73174979	-
N2	0,007395273	28	1,09355852	-
CH4	0,89035551	16	75,2338342	-
C2H6	0,042744344	30	6,77219847	-
C3H8	0,02447029	44	5,68619236	463,6817239
i-C4H10	0,004211181	58	1,28991655	105,1865101
н-C4H10	0,008662681	58	2,65344485	216,3757056
i-C5H12	0,001384776	72	0,52655277	42,9378536
н-C5H12	0,001138028	72	0,43272802	35,28689514
Остаток	0,007881947	86	3,57982445	291,91752
Итого	1		100	1155,386208

В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ. Количество безводной нефти в этом потоке составляет:

Q_н = 50

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^г ∙ Q_н

Q_г=0,0767 ∙ 50 = 3,835 т/ч

Q_н^сеп = Q_н - Q_г =50 – 3,835 =46,165 т/ч

Q^сеп = Q_н^сеп + Q_воды=46,1662+ 116,6667=157,83 т/ч

Правильность расчета материального баланса определится выполнением условия:

∑ Q^{до сеп} = ∑ Q^{после сеп}

∑ Q^{до сеп} = Q = 50 т/ч

∑ Q^{после сеп}= Qн^сеп + Q_г

Qн^сеп + Q_г=46,165 + 3,835=50 т/ч

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в таблицу 3.7.

Таблица 3.7.

Материальный баланс сепарации первой ступени

	Приход			Расход
	%масс	т/ч	т/г			% масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия		97,69971793
В том числе					В том числе
нефть	30	50	420000	Нефть		28,35189141	46,1662	387796,1
вода	70	116,6666667	980000	Вода		71,64810859	116,6667	980000
				Всего			162,8329	1367796
Итого		166,6666667	1400000	Газ		2,300282067	3,833803	32203,95
				Итого		100	166,6667	1400000