12.6. Материальный баланс конечной ступени сепарации нефти
Конечная сепарация нефти предназначена для окончательной стабилизации товарной нефти до такого состояния, при котором будут соблюдаться условия ГОСТ Р 51858 , т.е. давление насыщенных паров нефти при температуре 38оС должно составлять не более 66,7 кПа. Этого можно добиться путём разгазирования нефти при температуре 38оС и абсолютном давлении Р:
Р = 101,3 + 66,7 = 168 кПа = 0,168 МПа
Таким образом, расчёт конечной ступени сепарации нефти производится при температуре 38оС и давлении 0,168 МПа.
Расчёт производится по такой же методике, что и для первой и для второй ступеней сепарации.
Для расчёта материального баланса необходимо определить долю образовавшейся газовой фазы при принятых условиях сепарации (или долю отгона), а также состав газовой и жидкой фазы.
Мольная доля отгона e| определяется методом последовательного приближения путём подбора такого значения, при котором будет выполняться условие (см. п. 8.4.1):
где - мольная доля компонента в поступающей нефти;
- константа фазового равновесия данного компонента при температуре и давлении на конечной ступени сепарации.
В табл. 12.17 приведены значения констант фазового равновесия компонентов при температуре 38оС давлениях 0,1 МПа и 0,2 МПа.
Таблица 12.17
Значение констант фазового равновесия компонентов
Компонент |
Значение константы фазового равновесия |
|
при 38оС и 0,1 МПа |
при 38оС и 0,2 МПа |
|
N2 |
709,80 |
370,80 |
СО2 |
85,60 |
43,0 |
СН4 |
188,8 |
94,0 |
C2H6 |
39,00 |
19,40 |
C3H8 |
12,00 |
5,78 |
i-C4H10 |
4,76 |
2,40 |
n-C4H10 |
3,16 |
1,72 |
i-C5H12 |
1,34 |
0,66 |
n-C5H12 |
1,09 |
0,57 |
С6Н14 и выше |
- |
- |
Путём интерполяции определяем значения констант при рабочих условиях сепарации (табл. 12.18).
Для компонента «С6Н14 и выше» значение константы фазового равновесия условно примем равным 0,0001.
Мольный состав нефти, поступающей на конечную ступень сепарации, соответствует составу жидкой фазы после второй ступени сепарации (см. табл. 12.12).
Расчёт показал, что мольная доля отгона равна:
e|=0,01635
Таблица 12.18
Значение констант фазового равновесия компонентов
при рабочих условиях конечной ступени сепарации
Компонент |
Значение константы фазового равновесия при 38оС и 0,168 МПа |
N2 |
479,28 |
СО2 |
56,63 |
СН4 |
124,34 |
C2H6 |
25,67 |
C3H8 |
7,77 |
i-C4H10 |
3,16 |
n-C4H10 |
2,18 |
i-C5H12 |
0,88 |
n-C5H12 |
0,74 |
С6Н14 и выше |
0,0001 |
Определяем мольный состав газовой и жидкой фазы (табл. 12.19).
Таблица 12.19
Мольный состав фаз конечной ступени сепарации
Компонент |
Mi |
|
Ki |
|
|
N2 |
28 |
7,2·10-6 |
479,2800 |
0,0004 |
8,2·10-7 |
CO2 |
44 |
0,0005 |
56,6300 |
0,0148 |
0,00026 |
CH4 |
16 |
0,0066 |
124,3400 |
0,2704 |
0,0022 |
C2H6 |
30 |
0,0116 |
25,6700 |
0,2131 |
0,0083 |
C3H8 |
44 |
0,0481 |
7,7700 |
0,3367 |
0,0433 |
i-C4H10 |
58 |
0,0112 |
3,1600 |
0,0343 |
0,0109 |
n-C4H10 |
58 |
0,0439 |
2,1800 |
0,0939 |
0,0431 |
i-C5H12 |
72 |
0,0169 |
0,8800 |
0,0149 |
0,0170 |
n-C5H12 |
72 |
0,0290 |
0,7400 |
0,0215 |
0,0291 |
С6 и выше |
227 |
0,8321 |
0,0001 |
8,459·10-5 |
0,8459 |
Сумма |
- |
1,0000 |
- |
1,0000 |
1,0000 |
Рассчитываем массовый состав газовой и жидкой фазы (табл.12.20 и табл. 12.21).
Таблица 12.20
Массовый состав газовой фазы конечной ступени сепарации
Компонент |
Mi |
|
|
|
yi·100, % масс. |
N2 |
28 |
0,0004 |
0,0110 |
0,0003 |
0,0302 |
CO2 |
44 |
0,0148 |
0,6528 |
0,0180 |
1,7998 |
CH4 |
16 |
0,2704 |
4,3260 |
0,1193 |
11,9274 |
C2H6 |
30 |
0,2131 |
6,3921 |
0,1762 |
17,6238 |
C3H8 |
44 |
0,3367 |
14,8139 |
0,4084 |
40,8437 |
i-C4H10 |
58 |
0,0343 |
1,9886 |
0,0548 |
5,4828 |
n-C4H10 |
58 |
0,0939 |
5,4488 |
0,1502 |
15,0230 |
i-C5H12 |
72 |
0,0149 |
1,0727 |
0,0296 |
2,9577 |
n-C5H12 |
72 |
0,0215 |
1,5446 |
0,0426 |
4,2586 |
С6 и выше |
227 |
8,459·10-5 |
0,0192 |
0,0005 |
0,0530 |
Сумма: |
- |
1,0000 |
36,2696 |
1,0000 |
100,0000 |
Таблица 12.21
Массовый состав жидкой фазы конечной ступени сепарации
Компонент |
Mi |
|
|
|
xi·100, % масс. |
N2 |
28 |
8,2·10-7 |
2,3·10-5 |
1,1·10-7 |
1,1·10-5 |
CO2 |
44 |
0,0003 |
0,0115 |
0,0001 |
0,0057 |
CH4 |
16 |
0,0022 |
0,0348 |
0,0002 |
0,0173 |
C2H6 |
30 |
0,0083 |
0,2490 |
0,0012 |
0,1239 |
C3H8 |
44 |
0,0433 |
1,9064 |
0,0095 |
0,9486 |
i-C4H10 |
58 |
0,0109 |
0,6303 |
0,0031 |
0,3136 |
n-C4H10 |
58 |
0,0431 |
2,4985 |
0,0124 |
1,2432 |
i-C5H12 |
72 |
0,0170 |
1,2223 |
0,0061 |
0,6082 |
n-C5H12 |
72 |
0,0291 |
2,0975 |
0,0104 |
1,0437 |
С6 и выше |
227 |
0,8459 |
192,3177 |
0,9570 |
95,6956 |
Сумма: |
- |
1,0000 |
200,9681 |
1,0000 |
100,0000 |
Массовая доля отгона:
где - средняя молекулярная масса газовой фазы, кг/кмоль (см. табл. 12.20);
= 198 - средняя молекулярная масса нефти, поступающей на конечную ступень сепарации, т.е. жидкой фазы после второй ступени сепарации (см. табл. 12.14).
Плотность газа при нормальных условиях:
кг/м3
Плотность газа при рабочих условиях конечной ступени сепарации:
кг/м3
Составляем материальный баланс конечной ступени сепарации. Из материального баланса глубокого обезвоживания (см. табл. 12.16) следует, что на сепарацию поступает нестабильная нефть в количестве:
G = 79128,75 кг/ч
Количество безводной нефти на входе:
Gн(вх) = 78970,49 кг/ч
Газ отделяется в сепараторе от нефти с производительностью:
Gг = e·Gн = 0,003·78970,49 = 236,19 кг/ч
Из сепаратора выходит товарная нефть с производительностью Gтов, в которой будет чистой нефти Gн(вых):
Gн(вых) = Gн(вх) - Gг = 78970,49 - 236,19 = 78734,3 кг/ч
Gтов = Gн(вых) + Gв = 78734,3 + 158,26 = 78892,56 кг/ч
где Gв – количество воды в товарной нефти на выходе из сепаратора. Так как количество воды на входе и выходе из сепаратора не изменяется, поэтому Gв = 158,26 кг/ч (см. табл. 12.16).
Правильность расчёта материального баланса определяется выполнением условия:
G = Gтов + Gг
79128,75 = 78892,56 + 236,19 кг/ч
Условие выполняется.
Материальный баланс конечной ступени сепарации сводим в табл. 12.22.
Таблица 12.22