«Расчёт материального баланса дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (днс с упсв)»

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

3.2. Материальный баланс второй ступени со сбросом воды

Материальный баланс второй ступени сепарации

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:
Р = 0,5МПа; t = 20 ⁰С
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) c учетом условий сепарации приведены в таблице 3.10.

Таблица 3.10.

Исходные данные для расчета

компонент	zi'	Mi	Ki
CO2	0,0805	44	42,5
N2	0,015	28	105,2
CH4	4,284	16	46,56
C2H6	1,435	30	7,44
C3H8	3,887	44	1,67
н-C4H10	4,335	58	0,56
i-C4H10	1,453	58	0,79
н-C5H12	2,847	72	0,11
i-C5H12	2,772	72	0,15
остаток	78,89	86	0,032
Σ	100	-	-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:

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 3.11.
Таблица 3.11.

Определение мольной доли отгона N

компонент	N'=3,545
CO2	0,014
N2	0,003
CH4	0,763
C2H6	0,087
C3H8	0,063
н-C4H10	0,025
i-C4H10	0,011
н-C5H12	0,003
i-C5H12	0,004
остаток	0,026
Σ	1,0000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 3,545 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в таблице 3.12.

Таблица 3.12.

Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

Компоненты смеси	Мольный состав сырой нефти, (Z^´i), %	Газ из сепаратора			Нефть из сепаратора, (Z^´i- N^г0i)		Мольный состав нефти,
		Мольная концентрация, (уi^´)	Моли, N^г0i= N^´∙ уi^´
CO2	0,08059099	0,01386028	0,049134683	0,031456307		0,032612798
N2	0,015167545	0,00339937	0,012050758	0,003116787		0,003231376
CH4	4,28431092	0,76279058	2,704092596	1,580218323		1,638315036
C2H6	1,435632434	0,08695858	0,308268175	1,127364258		1,168811796
C3H8	3,887580762	0,06341636	0,224811014	3,662769748		3,797431447
i-C4H10	1,453405256	0,01156802	0,04100863	1,412396627		1,464323376
н-C4H10	4,335140523	0,02466146	0,087424863	4,24771566		4,40388289
i-C5H12	2,771982614	0,00428716	0,01519797	2,756784643		2,858137807
н-C5H12	2,847564899	0,00323437	0,011465832	2,836099067		2,940368225
Остаток	78,88862406	0,02614142	0,092671327	78,79595273		81,69288525
Итого	100	1,00031759	3,546125848	96,45387415		100

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в таблице 3.13.

Таблица 3.13.
Массовый баланс процесса сепарации второй 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 газа, относительно сырой, Ri^г= Мi^г / Мi^c∙100
CO2	0,08059099	3,54600354	2,161926042	1,3840775	60,96796059
N2	0,015167545	0,42469125	0,337421213	0,087270035	79,4509458
CH4	4,28431092	68,5489747	43,26548154	25,28349317	63,11616143
C2H6	1,435632434	43,068973	9,248045257	33,82092775	21,47263938
C3H8	3,887580762	171,053554	9,891684603	161,1618689	5,78279983
i-C4H10	1,453405256	84,2975049	2,378500519	81,91900434	2,821555067
н-C4H10	4,335140523	251,43815	5,070642035	246,3675083	2,016655797
i-C5H12	2,771982614	199,582748	1,094253868	198,4884943	0,548270769
н-C5H12	2,847564899	205,024673	0,825539908	204,1991328	0,402653933
Остаток	78,88862406	6784,42167	7,96973415	6776,451935	0,117471091
Итого	100	7811,40694	82,24322914	7729,163712	1,05286064

R_см^г = 0,0105 – массовая доля отгона

Средняя молекулярная масса газа:

М_ср^г = ∑ М_i^г /∑ N^г_0i
М_ср^г =82,243/3,546=23,19

Плотность газа:

ρ_ср= = =4,82 кг/м³

Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и температуре 0⁰С):

ρ_ср=М_ср/22,4 = 23,19/22,4 = 1,035 кг/м³

Таблица 3.14.

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

компоненты смеси	Молекулярная концентрация, N^г0i / ∑N^г0i	Моллекулярная масса, Мi	Массовый состав, , %	Содержание тяжелых углеводородов , г/м^3
CO2	0,013855877	44	2,628697906	-
N2	0,003398288	28	0,410272331	-
CH4	0,762548401	16	52,60673978	-
C2H6	0,086930974	30	11,24474969	-
C3H8	0,063396231	44	12,02735436	580,1404252
i-C4H10	0,011564347	58	2,892032018	139,4974019
н-C4H10	0,024653627	58	6,165421869	297,3896302
i-C5H12	0,004285796	72	1,330509368	64,17722864
н-C5H12	0,00323334	72	1,003778569	48,4173417
Остаток	0,026133119	86	9,690444106	467,4193673
Итого	1		100	1597,041395

В блоке второй ступени сепарации от обезвоженной нефти отделяется остаточный газ низкого давление.

Q_н= 46,166 т/ч

Газ будет отделяться от нефти с производительностью

Q_г= R_см^г ∙ Q_н
Q_г= R_см^г ∙ Q_н = 0,0105 ∙46,166 = 0,48 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 = 46,166 – 0,48 = 45,68 т/ч
Q^сеп =Q_н^сеп + Q_воды = 45,68 + 116,66 = 162,346 т/ч

Данные по расчету сепарации второй ступени сводим в таблицу 3.15.

Таблица 3.15.

Материальный баланс второй ступени сепарации

	Приход				Расход
	%масс	т/ч	т/г				%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия			99,70149409
В том числе						В том числе
нефть	28,35189141	46,1661966	387796,0511	Нефть			28,13737723	45,68013	383713,1
вода	71,64810859	116,666667	980000	Вода			71,86262277	116,6667	980000
				Всего			100	162,3468	1363713
Итого	100	162,832863	1367796,051	Газ			0,298505905	0,486066	4082,952
				Итого			100	162,8329	1367796

3.3. Расчет материального баланса сброса воды

Поток сырой нефти производительностью Q 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   (45,68/162,347)= 28,14 %
R_в^сеп = 100 - R_н^сеп = 100 – 28,14 = 71,86 %
На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в частности:
обезвоженная нефть: вода – 5%; нефть – 95%
пластовая вода: нефть – 0,1 %; вода – 99,9%
Обозначим: Q_н^от =Н – количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; Q_в^от = В – количество пластовой воды из блока отстоя, т/ч.
Тогда составим систему уравнений:

Q^сеп R_н^сеп = 0,95Н + 0,001В

Q^сеп R_в^сеп = 0,999 В + 0,05Н




В=

Н=



Н=(45,68-(0,001/0,999) 116,667)/0,994 = 45,79 т/ч

В= (116,667-(0,005 45,79))/0,999 =116,55 т/ч

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

Q_н^от = 45,79 т/ч, в том числе:
Нефть: 0,995 ∙ Q_н^от = 45,56 т/ч
Вода: 0,001 ∙ Q_н^от = 0,23 т/ч

Q_в^от = 116,55 т/год, в том числе:

Вода: 0,999 ∙ Q_в^от = 116,44 т/ч
Нефть: 0,001 ∙ Q_в^от = 0,12 т/ч
Таблица 3.8.
Материальный баланс блока сепарации второй ступени и сброса воды.

	Приход			Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Обезвоженная нефть	28,1224185
В том числе				В том числе
нефть	28,35189	46,1662	387796,0511	Нефть	99,5	45,56357658	382734,0433
вода	71,64811	116,6667	980000	Вода	0,5	0,228962696	1923,28665
				Всего	100	45,79253928	384657,33
Итого	100	162,8329	1367796,051	Подтоварная вода	71,5790756
				В том числе
				Вода	99,9	116,437704	978076,7134
				Нефть	0,1	0,116554258	979,0557691
				Всего	100	116,5542582	979055,7691
				Газ	0,29850591	0,486065713	4082,951986
				Итого	100	162,8328632	1367796,051

3.4 Общий материальный баланс установки

На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.9.

Таблица 3.9.

Общий материальный баланс установки

	Приход			Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Подготовленная нефть	27,4755236
В том числе				В том числе
нефть	30	50	420000	Нефть	99,5	45,56357658	382734,0433
вода	70	116,6667	980000	Вода	0,5	0,228962696	1923,28665
				Всего	100	45,79253928	384657,33
Итого	100	166,6667	1400000	Подтоварная вода	69,9325549
				В том числе
				Вода	99,9	116,437704	978076,7134
				Нефть	0,1	0,116554258	979,0557691
				Всего	100	116,5542582	979055,7691
				Газ	2,59192149	4,319869158	36286,90093
				Итого	100	166,6666667	1400000

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Расчет технологических установок системы сбора и подготовки скважиной продукции. С.А. Леонтьев, Р.М. Галикеев, О.В. Фоминых.: Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2010 (стр. 5-10, 52-62)
2.Физические методы переработки и использования нефти и газа. Гриценко А. И., Александров И. А., Галанин И. А: Учебное пособие. – М.: Недра, 1991.
3.Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Лутошкин Г. С. – М.: Недра, 1995.