Расчет технологических Установок системы сбора (стр. 11 )

Сырая нефть имеет обводненность 80% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет

Qн = 17,86 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,2,86 = 4,77 т/ч.

Qнсеп = Qн - Qг = 17,86 – 4,77 = 13,09 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q н2О = 13,09 + 71,43 = 84,52 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

åQдо сеп = åQпосле сеп;

åQдо сеп = Q = 17,86 т/ч;

åQпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 13,09 + 4,77 = 17,86 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	94,66
в том числе:				в том числе:
нефть	20	17,86	150000	нефть	15,49	13,09	109957
вода	80	71,43	600000	вода	84,51	71,43	600000
				Всего	100	84,52	709957
ИТОГО	100	89,29	750000	Газ	5,34	4,77	40043
ИТОГО	100	89,29	750000

3.2.2. Материальный баланс второй ступени со сбросом воды

Материальный баланс второй ступени сепарации.

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,15 МПа; t = 400С.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.22.

Таблица 3.22

Исходные данные для расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ()	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
СО2	0,03	44	65,5
N2	0,00	28	546
CH4	1,95	16	142,5
С2Н6	1,36	30	30
С3Н8	6,08	44	9,25
изо-С4Н10	3,30	58	3,75
н-С4Н10	7,01	58	2,55
изо-С5Н12	5,07	72	1,05
н-С5Н12	5,28	72	0,875
С6Н14+	69,93	86	0,29
å	100,00	~	-

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. 2.23.

Таблица 3.23

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 12	= 15,6
СО2	0,002	0,002
Азот N2	0,000	0,0002
Метан CH4	0,155	0,121
Этан С2Н6	0,091	0,074
Пропан С3Н8	0,282	0,246
Изобутан изо-С4Н10	0,093	0,087
Н-бутан н-С4Н10	0,151	0,144
Изопентан изо-С5Н12	0,053	0,053
Н-пентан н-С5Н12	0,047	0,047
Гексан и выше С6Н14 +	0,222	0,228
åYi	1,096	1,000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 15,6 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.24.

Таблица 3.24

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
1	2	3	4	5	6
СО2	0,03	0,002	0,03	0,00	0,00
N2	0,00	0,000	0,00	0,00	0,00
CH4	1,95	0,121	1,88	0,07	0,08

Окончание табл. 3.24