Расчет технологических Установок системы сбора (стр. 19 )

подготовки нефти (УПН)

Годовая мощность установки по товарной нефти - 2,5 млн т/год.

Годовая продолжительность работы установки - 350 дней (8400 ч).

Обводненность сырой нефти - 25 % масс.

Содержание воды в товарной нефти - 0,2% масс. (I группа).

Химический состав нефти приведен в табл. 3.45.

Таблица 3.45

Химический состав нефти

Компонент	СО2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-С5H12	Остаток	Итого
% мол.	0,71	0,44	23,01	4,25	8,27	1,61	5,71	2,03	3,53	50,44	100,00

3.4.1. Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинами-ческие параметры работы рассматриваемого блока соответствуют абсолютному давлению и температуре, равных соответственно

Р = 0,5 МПа; t = 200С.

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 (в рассматриваемом случае при давлении Р = 0,5 МПа и температуре t = 200С).

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 2,5 млн тонн/год, часовая произ-водительность установки составит

т/ч.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.46.

Таблица 3.46

Исходные данные для расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ()	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
CO2	0,71	44	14,5
N2	0,44	28	144
CH4	23,01	16	35
С2Н6	4,25	30	6
С3Н8	8,27	44	1,7
изо - С4Н10	1,61	58	0,6
н-С4Н10	5,71	58	0,45
изо-С5Н12	2,03	72	0,17
н-С5Н12	3,53	72	0,13
С6Н14+	50,44	86	0,04
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. 3.47.

Таблица 3.47

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 31	= 32,3	= 33
CO2	0,020	0,019	0,019
Азот N2	0,014	0,013	0,013
Метан CH4	0,698	0,672	0,659
Этан С2Н6	0,100	0,098	0,096
Пропан С3Н8	0,116	0,115	0,114
Изобутан изо-С4Н10	0,011	0,011	0,011
Н-бутан н-С4Н10	0,031	0,031	0,031
Изопентан изо-С5Н12	0,005	0,005	0,005
Н-пентан н-С5Н12	0,006	0,006	0,006
С6Н14 +	0,029	0,029	0,030
åYi	1,029	1,000	0,985

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 32,3 молей газа.

Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.48.

Таблица 3.48

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	0,710	0,019	0,62	0,09	0,13
N2	0,440	0,013	0,43	0,01	0,01
CH4	23,010	0,672	21,71	1,30	1,89
С2Н6	4,250	0,098	3,15	1,10	1,60
С3Н8	8,270	0,115	3,70	4,57	6,65
изо-С4Н10	1,610	0,011	0,36	1,25	1,82
н-С4Н10	5,710	0,031	1,01	4,70	6,85
изо-С5Н12	2,030	0,005	0,15	1,88	2,73
н-С5Н12	3,530	0,006	0,21	3,32	4,84
С6Н14+	50,440	0,029	0,94	50,44	73,47
Итого	100,000	1,000	32,29	68,66	100,00

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.49.