Расчет материального баланса установки подготовки нефти

 

В блоке сепарации  от сырой нефти отделяется только газ.

Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации  с учётом обводненности нефти.

Сырая нефть имеет  обводненность 35 % масс.

Производительность общего потока Q сырого продукта составляет 214,2857 т/ч. Количество безводной нефти в этом потоке составляет:

Q_н = 0,65^.Q = 0,65 ^. 214,2857 = 139,2857 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 0,1073 ^. 139,2857 = 14,9454 т/ч.

Из сепаратора будет  выходить поток жидкого продукта, с производительностью Q_н^сеп по нефти и общей производительностью Q^сеп, соответственно:

 

Q_н^сеп = Q_н - Q_г = 139,2857 – 14,9454 = 124,3404 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q_н ^. 0,35 = 124,3404 + 214,2857 ^. 0,35 = 199,3404 т/ч.

Правильность расчёта  материального баланса определится  выполнением условия:                                        åQ^{до сеп} = åQ^{после сеп};

åQ^{до сеп} = Q = 214,2857 т/ч;

åQ^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 199,3404 + 14,9454 = 214,2857 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,	93,03
Эмульсия,				в том числе
в том числе				нефть	62,38	124,3404	1044459
нефть	65	139,2857	1170000	вода	37,62	75,0000	630000
вода	35	75,0000	630000	Всего	100,00	199,3404	1674459
Итого	100	214,2857	1800000	Газ	6,97	14,9454	125541
				Итого	100,00	214,2857	1800000

 

3.2. Блок отстоя

 

Отстой используется в случае высокообводнённой эмульсии, а также в целях упрощения  последующих процессов подготовки нефти, улучшения их параметров и  технико-экономических показателей.

Процесс обезвоживания может протекать  без нагрева эмульсии, либо с незначительным её подогревом.

Поток сырой нефти производительностью  Q^сеп входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:

R_н^сеп= 100 ^. (Q_н^сеп/ Q^сеп)

R_н^сеп = 100 ^. 124,3404 / 199,3404 =  62,38 %.

R_в^сеп = 100 - R_н^сеп= 100 – 62,38 = 37,62 %.

На выходе из блока  отстоя первичный поток разделяется  на два, в частности:

- некондиционная нефть:  вода – 5 %; нефть – 95 %;

- пластовая вода: нефть  – 0,1 %; вода – 99,9 %.

Обозначим: Q_н^от = Н – количество некондиционной нефти из блока отстоя, т/ч; Q_в^от = В – количество пластовой воды из блока отстоя, т/ч.

Тогда составим систему  уравнений:

Q^{сеп .} R_н^сеп = 0,95 ^. Н + 0,001 ^. В

Q^{сеп .} R_в^сеп = 0,05^. Н + 0,999 ^. В

Решая эту систему, получаем:

       

 

      

Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны:

Q_н^от = 130,8125 т/ч, в том числе:

- нефть – 0,95^.Q_н^от= 0,95^. 130,8125 = 124,2718 т/ч;

- вода – 0,05^.Q_н^от= 0,05^. 130,8125 = 6,5406 т/ч.

Q_в^от = 68,5279 т/ч, в том числе:

- вода  0,999^.Q_в^от = 0,999^. 68,5279 = 68,4594 т/ч;

- нефть – 0,001^.Q_в^от = 0,001^. 68,5279 = 0,0685 т/ч.

Правильность расчёта  материального баланса блока отстоя определяется выполнением условия:                  

åQ^сеп = åQ_i^от

åQ^сеп= Q^сеп = 199,3404 т/ч;

åQ_i^от= Q_н^от + Q_в^от

Q_н^от + Q_в^от = 130,8125 + 68,5279 = 199,3404 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету  блока отстоя заносим в таблицу 3.8.

Таблица 3.8

Материальный баланс блока отстоя

Приход				Расход
	% масс	т/ч	т/г			% масс	т/ч	т/г
					Некондици-	65,6
					онная нефть,
Эмульсия,					в том числе:
в том числе:					нефть	95,0	124,2718	1043883
нефть	62,38	124,3404	1044459		вода	5,0	6,5406	54941
вода	37,62	75,0000	630000		Всего	100,0	130,8125	1098825
					Пластовая	34,4
					вода,
					в том числе:
					вода	99,9	68,4594	575059
					нефть	0,1	0,0685	576
					Всего	100,0	68,5279	575634
Итого	100,00	199,3404	1674459		Итого	100,0	199,3404	1674459

 

3.3. Блок электродегидраторов

 

В блок электродегидраторов  поступает некондиционная нефть  из блока отстоя в количестве:

Q_н^от = 130,8125 т/ч, в том числе:

- нефть – 0,95^.Q_н^от= 0,95^. 130,8125 = 124,2718 т/ч;

- вода – 0,05^.Q_н^от= 0,05^. 130,8125 = 6,5406 т/ч.

После процесса обессоливания  и окончательного обезвоживания  состав потока на выходе из блока электродегидраторов  должен соответствовать согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002 :

- товарная нефть: вода – 0,5%; нефть – 99,5%;

- пластовая вода: нефть – 0,1%; вода – 99,9%.

Принимаем: Q_н^дег = Н₁ – количество товарной нефти из блока электродегидраторов, т/ч; Q_в^дег = В₁ – количество пластовой воды из блока электродегидраторов, т/ч. Составим систему уравнений:

0,95^.Q_н^от = 0,995^.Н₁ + 0,001^.В₁

0,05^.Q_н^от = 0,999^.В₁ + 0,005^.Н₁

Решая эту систему, получаем:

  

т/ч.

Таким образом, получили следующее массовое распределение  потоков на выходе из блока электродегидраторов:

товарная нефть: Q_н^дег = 124,8904 т/ч, в том числе:

- нефть – 0,995^.Q_н^дег = 0,995^. 124,8904 = 124,2659 т/ч

- вода – 0,005^.Q_н^дег = 0,005^. 124,8904 = 0,6245 т/ч.

пластовая вода: Q_в^дег = 5,9221 т/ч, в том числе:

- вода – 0,999^.Q_в^дег = 0,999^. 5,9221 = 5,9162 т/ч;

- нефть – 0,001^.Q_в^дег = 0,001^. 5,9221 = 0,0059 т/ч.

Расчёт материального  баланса электродегидраторов выполнен правильно при соблюдении равенства:

åQ_i^{до дег} = åQ_i^{после дег}

åQ_i^{до дег}=Q_н^от= 130,8125 т/ч;

åQ_i^{после дег}=Q_н^дег+Q_в^дег

Q_н^дег+Q_в^дег = 124,8904 + 5,9221 = 130,8125 т/ч.

Равенство соблюдается.

Данные заносим в  таблицу 3.9.

 

 

 

 

 

Таблица 3.9

Материальный баланс блока электродегидраторов

Приход				Расход
	% масс	т/ч	т/г			% масс	т/ч	т/г
Неконден-					Товарная	95,5
сированная					нефть,
нефть,					в том числе:
в том числе:					нефть	99,5	124,2659	1043834
нефть	95	124,2718	1043883		вода	0,5	0,6245	5245
вода	5	6,5406	54941		Всего	100,0	124,8904	1049079
					Пластовая	4,5
					вода,
					в том числе:
					вода	99,9	5,9162	49696
					нефть	0,1	0,0059	50
					Всего	100,0	5,9221	49746
Итого	100	130,8125	1098825		Итого	100,0	130,8125	1098825

 

3.4. Материальный баланс второй ступени сепарации (КСУ)

 

Термодинамические параметры  работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,066 МПа; t = 20 ⁰С.

Для нахождения K_i в заданных условиях требуется построить графики зависимостей K_i(Р), затем построить линию тренда и с помощью полученных уравнений найти K_i по каждому компоненту.

Содержание углеводородов  в нефтяной эмульсии и константы  фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.10.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.10

Исходные данные для  расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса  компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
1	CO2	0,02	44	321,79
2	N2	0,02	28	796,97
3	CH4	2,42	16	352,71
4	С2Н6	1,02	30	56,38
5	С3Н8	5,13	44	12,62
6	н-С4Н10	5,22	58	4,24
7	изо-С4Н10	2,19	58	6,00
8	н-С5Н12	3,56	72	0,83
9	изо-С5Н12	2,60	72	1,14
10	С6Н14+	77,82	86	0,24
	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. 3.11.

Таблица 3.11

Определение мольной  доли отгона N

Компонент смеси	= 14,11	= 14,21
CO2	0,001	0,001
N2	0,001	0,001
CH4	0,169	0,167
С2Н6	0,065	0,065
С3Н8	0,245	0,244
н-С4Н10	0,184	0,183
изо-С4Н10	0,064	0,064
н-С5Н12	0,040	0,040
изо-С5Н12	0,022	0,022
С6Н14+	0,209	0,209
åYi	1,000	0,997

 

Расчеты показали, что  из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 14,11 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.12.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.12

Мольный баланс процесса сепарации второй 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	0,02	0,001	0,02	0,000	0,00
N2	0,02	0,001	0,02	0,000	0,00
CH4	2,42	0,169	2,379	0,041	0,05
С2Н6	1,02	0,065	0,921	0,099	0,12
С3Н8	5,13	0,245	3,461	1,669	1,94
n-С4Н10	5,22	0,184	2,591	2,629	3,06
i-С4Н10	2,19	0,064	0,899	1,291	1,50
n-С5Н12	3,56	0,040	0,562	2,998	3,49
i-С5Н12	2,60	0,022	0,312	2,288	2,66
С6Н14+	77,82	0,209	2,952	74,868	87,17
Итого	100,00	1,000	14,110	85,883	100,00