Расчет сброса с ДНС-УПСВ

3.2. Пример расчета материального баланса дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

 

 

Исходные данные для  расчета

 

Годовая производительность установки по сырью - 2100000 тонн/год

Обводненность сырой  нефти - 57%

Содержание воды в подготовленной нефти - 9%

Компонентный состав нефти приведен в табл. 3.15.

Таблица 3.15.

Компонентный состав нефти

Компо-нент	CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-С5H12	С6H14 +	Итого
% мол.	0,21	0,52	26,01	2,36	5,42	1,9	4,27	1,9	2,57	54,84	100,00

 

3.2.1. Материальный баланс первой ступени сепарации

 

 

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

Р = 0,95 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:

,                                    (3.1)

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 = 0,5 МПа и температуре t = 20 ⁰С).

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

,                                  (3.2)

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

Поскольку , то по уравнению (3.2) получим:

                      (3.3)

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 - 750000 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 табл. 3.16.

 

Таблица 3.16.

Исходные данные для  расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
1	CO2	0,21	44	22,4
2	N2	0,52	28	55,4
3	CH4	26,01	16	24,51
4	С2Н6	2,36	30	3,92
5	С3Н8	5,42	44	0,88
6	изо-С4Н10	1,9	58	0,41
7	н-С4Н10	4,27	58	0,29
8	изо-С5Н12	1,9	72	0,08
9	н-С5Н12	2,57	72	0,06
10	С6Н14+	54,84	86	0,017
	å	å 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. 3.17.

Таблица 3.17.

Определение мольной  доли отгона N

Компонент смеси	= 28.26
CO2	0,0066
Азот N2	0,0175
Метан CH4	0,834
Этан С2Н6	0,0506
Пропан С3Н8	0,04937
Изобутан изо-С4Н10	0,009
Н-бутан н-С4Н10	0,01549
Изопентан изо-С5Н12	0,00205
Н-пентан н-С5Н12	0,0021
С6Н14 +	0,0129
åYi	1,00023

 

Расчеты показали, что  из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 28.26 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.18.

 

 

Таблица 3.18.

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	0,21	0,00675	0,1886	0,02	0,0298
N2	0,52	0,0175	0,497	0,022	0,0317
CH4	26,01	0,834	23,56	2,44	3,4
С2Н6	2,36	0,05	1,43	0,927	1,29
С3Н8	5,42	0,049	1,39	4,02	5,61
изо-С4Н10	1,9	0,009	0,264	1,635	2,28
н-С4Н10	4,27	0,0154	0,437	3,83	5,34
изо-С5Н12	1,9	0,002	0,058	1,84	2,567
н-С5Н12	2,57	0,0021	0,059	2,51	3,49
С6Н14+	54,84	0,0129	0,364	54,47	75,9
Итого	100,000	1,00023	28,26	71,73	100,00

Баланс по массе, в  расчете на 100 молей сырой нефти  приведён в табл. 3.19.

Таблица 3.19.

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi), %	Массовый состав сырой нефти  Mic= zi.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	0,21	9,24	8,299	0,94	89,8
N2	0,52	14,56	13,9	0,637	95,6
CH4	26,01	416,16	377,1	39	90,6
С2Н6	2,36	70,8	42,97	27,82	60,69
С3Н8	5,42	238,48	61,38	177,09	25,74
изо-С4Н10	1,9	110,2	15,32	94,87	13,9
н-С4Н10	4,27	247,66	25,39	222,2	10,25
изо-С5Н12	1,9	136,8	4,17	132,6	3,055
н-С5Н12	2,57	185,04	4,27	180,7	2,3
С6Н14+	54,84	4716,24	31,3	4684,9	0,66
Итого	100,000	åMic=6145,18	åMiг =584,22	åMiн=5560,9	Rсмг= 9,507

R_см^г=0,095 – массовая доля отгона.

Сырая нефть имеет обводненность 57% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет:

Q_н = 107,5 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 0,095^. 107,5 = 10,21 т/ч.

Q_н^сеп = Q_н - Q_г = 107,5 – 10,21 = 97,29 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q _н2О = 97,29 + 142,5 = 239,7 т/ч.

Правильность расчёта  материального баланса определится  выполнением условия:

åQ^{до сеп} = åQ^{после сеп};

åQ^{до сеп} = Q = 107,5 т/ч;

åQ^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 97,29 + 10,21 = 107,5 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.21.

Таблица 3.21.

Материальный баланс сепарации первой ступени

	Приход			Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	99,04
в том числе:				в том числе:
нефть	43	107,5	903000	нефть	40,5	97,29	817236
вода	57	142,5	1197000	вода	59,5	142,5	119700
				Всего	100	239.7	2013480
ИТОГО	100	250	2100000	Газ	0,96	10,21	86564
				ИТОГО	100	249,91	2100000