Расчет материального баланса установки подготовки нефти

3. Расчет материального баланса установки подготовки нефти

 

Годовая мощность установки по товарной нефти 1,8 млн. т/год.

Годовая продолжительность  работы установки 350 дней (8400 ч).

Обводненность сырой  нефти 35 % масс.

Содержание воды в товарной нефти 0,5 % масс.

Химический состав нефти  приведен в табл. 3.1.

    Таблица 3.1

Химический состав нефти

Компонент	СО2		N2		CH4		C2H6		C3H8		i-C4H10		n-C4H10		i-C5H12	n-С5H12		Остаток		Итого
% мол.		0,21		0,52		26,01		2,36		5,42		1,90		4,27	1,90		2,57		54,84		100,00

 

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 = 0,7 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:

,

где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящегося в равновесии с жидким остатком.;

- мольная доля этого же  компонента в жидком остатке; 

- константа фазового равновесия  i-го компонента при условиях сепарации: Р = 0,7 МПа; t = 20 ⁰С).

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

,

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

- мольная доля отгона.

Поскольку , то получим:

Уравнение используется для определения методом последовательного

 приближения мольной  доли отгона  , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

При расходе  нефтяной эмульсии - 1,8 млн. 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. 3.2.

Таблица 3.2

Исходные данные для  расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса  компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
CO2	0,21	44	30,4
N2	0,52	28	75,1
CH4	26,01	16	33,26
С2Н6	2,36	30	5,32
С3Н8	5,42	44	1,19
н-С4Н10	4,27	58	0,4
изо-С4Н10	1,90	58	0,56
н-С5Н12	2,57	72	0,08
изо-С5Н12	1,90	72	0,11
С6Н14+	54,84	86	0,023
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. 3.3.

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.3

Определение мольной  доли отгона N

Компонент смеси	= 30,18	= 30,22	= 30,25
CO2	0,006	0,006	0,006
N2	0,017	0,017	0,017
CH4	0,806	0,805	0,804
С2Н6	0,054	0,054	0,054
С3Н8	0,061	0,061	0,061
н-С4Н10	0,021	0,021	0,021
изо-С4Н10	0,012	0,012	0,012
н-С5Н12	0,003	0,003	0,003
изо-С5Н12	0,003	0,003	0,003
С6Н14+	0,018	0,018	0,018
åYi	1,001	1,000	0,999

 

Расчеты показали, что  из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 30,22 молей газа.

Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.4.

Таблица 3.4

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	0,21	0,006	0,195	0,015	0,02
N2	0,52	0,017	0,504	0,016	0,02
CH4	26,01	0,805	24,321	1,689	2,42
С2Н6	2,36	0,054	1,646	0,714	1,02
С3Н8	5,42	0,061	1,843	3,577	5,13
н-С4Н10	4,27	0,021	0,63	3,640	5,22
изо-С4Н10	1,9	0,012	0,371	1,529	2,19
н-С5Н12	2,57	0,003	0,086	2,484	3,56
изо-С5Н12	1,9	0,003	0,086	1,814	2,60
С6Н14+	54,84	0,018	0,541	54,299	77,82
Итого	100,00	1,000	30,220	69,777	100,00

 

Баланс по массе, в  расчете на 100 молей сырой нефти  приведён в табл. 3.5.

Таблица 3.5

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi), %	Массовый cостав  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	8,58	0,66	92,86
N2	0,52	14,56	14,11	0,45	96,91
CH4	26,01	416,16	389,14	27,02	93,51
С2Н6	2,36	70,8	49,38	21,42	69,75
С3Н8	5,42	238,48	81,09	157,39	34,00
н-С4Н10	4,27	247,66	36,54	211,12	14,75
изо-С4Н10	1,9	110,2	21,52	88,68	19,53
н-С5Н12	2,57	185,04	6,19	178,85	3,35
изо-С5Н12	1,9	136,8	6,19	130,61	4,52
С6Н14+	54,84	4716,24	46,53	4669,71	0,99
Итого	100,00	6145,18	659,27	5485,91	Rсмг = 10,73

 

R_см^г = 0,1073 – массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса  газа:   

M_ср^г=å M_i^г/ åN₀^г_i

M_ср^г = 659,27 / 30,22 = 21,81

Плотность газа:

 кг/м³,

Плотность газа при н.у:

 кг/м³

 

 

 

 

Таблица 3.6

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/åN0гi	Молекулярная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/åN0гi].Mi.100 , % Mсрг	Содержание тяжёлых  углеводородов [N0гi/åN0гi].Mi.rср.103, г/м3 Mсрг
CO2	0,0065	44	1,30	~
N2	0,0167	28	2,14	~
CH4	0,8047	16	59,03	~
С2Н6	0,0545	30	7,49	~
С3Н8	0,0610	44	12,30	781,19
н-С4Н10	0,0208	58	5,54	352,01
изо-С4Н10	0,0123	58	3,26	207,29
н-С5Н12	0,0028	72	0,94	59,65
изо-С5Н12	0,0028	72	0,94	59,65
С6Н14+	0,0179	86	7,06	448,20
Итого	1,0000	~	100,00	1908,00