Расчет сброса с ДНС-УПСВ

3.2. Пример расчета материального баланса дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

 

 

Исходные данные для  расчета

 

Годовая производительность установки по сырью - 2100000 тонн/год

Обводненность сырой  нефти - 57%

Содержание воды в подготовленной нефти - 9%

Компонентный состав нефти приведен в табл. 3.15.

Таблица 3.15.

Компонентный состав нефти

Компо-нент	CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-С5H12	С6H14 +	Итого
% мол.	0,21	0,52	26,01	2,36	5,42	1,9	4,27	1,9	2,57	54,84	100,00

 

3.2.1. Материальный баланс первой ступени сепарации

 

 

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:

Р = 0,95 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:

,                                    (3.1)

где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся 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 = 20 ⁰С).

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

,                                  (3.2)

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

Поскольку , то по уравнению (3.2) получим:

                      (3.3)

Уравнение (3.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии G_э - 750000 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. 3.16.

 

Таблица 3.16.

Исходные данные для  расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
1	CO2	0,21	44	22,4
2	N2	0,52	28	55,4
3	CH4	26,01	16	24,51
4	С2Н6	2,36	30	3,92
5	С3Н8	5,42	44	0,88
6	изо-С4Н10	1,9	58	0,41
7	н-С4Н10	4,27	58	0,29
8	изо-С5Н12	1,9	72	0,08
9	н-С5Н12	2,57	72	0,06
10	С6Н14+	54,84	86	0,017
	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. 3.17.

Таблица 3.17.

Определение мольной  доли отгона N

Компонент смеси	= 28.26
CO2	0,0066
Азот N2	0,0175
Метан CH4	0,834
Этан С2Н6	0,0506
Пропан С3Н8	0,04937
Изобутан изо-С4Н10	0,009
Н-бутан н-С4Н10	0,01549
Изопентан изо-С5Н12	0,00205
Н-пентан н-С5Н12	0,0021
С6Н14 +	0,0129
åYi	1,00023

 

Расчеты показали, что  из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 28.26 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.18.

 

 

Таблица 3.18.

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	0,00675	0,1886	0,02	0,0298
N2	0,52	0,0175	0,497	0,022	0,0317
CH4	26,01	0,834	23,56	2,44	3,4
С2Н6	2,36	0,05	1,43	0,927	1,29
С3Н8	5,42	0,049	1,39	4,02	5,61
изо-С4Н10	1,9	0,009	0,264	1,635	2,28
н-С4Н10	4,27	0,0154	0,437	3,83	5,34
изо-С5Н12	1,9	0,002	0,058	1,84	2,567
н-С5Н12	2,57	0,0021	0,059	2,51	3,49
С6Н14+	54,84	0,0129	0,364	54,47	75,9
Итого	100,000	1,00023	28,26	71,73	100,00

Баланс по массе, в  расчете на 100 молей сырой нефти  приведён в табл. 3.19.

Таблица 3.19.

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi), %	Массовый состав 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	8,299	0,94	89,8
N2	0,52	14,56	13,9	0,637	95,6
CH4	26,01	416,16	377,1	39	90,6
С2Н6	2,36	70,8	42,97	27,82	60,69
С3Н8	5,42	238,48	61,38	177,09	25,74
изо-С4Н10	1,9	110,2	15,32	94,87	13,9
н-С4Н10	4,27	247,66	25,39	222,2	10,25
изо-С5Н12	1,9	136,8	4,17	132,6	3,055
н-С5Н12	2,57	185,04	4,27	180,7	2,3
С6Н14+	54,84	4716,24	31,3	4684,9	0,66
Итого	100,000	åMic=6145,18	åMiг =584,22	åMiн=5560,9	Rсмг= 9,507

R_см^г=0,095 – массовая доля отгона.

Сырая нефть имеет обводненность 57% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет:

Q_н = 107,5 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 0,095^. 107,5 = 10,21 т/ч.

Q_н^сеп = Q_н - Q_г = 107,5 – 10,21 = 97,29 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q _н2О = 97,29 + 142,5 = 239,7 т/ч.

Правильность расчёта  материального баланса определится  выполнением условия:

åQ^{до сеп} = åQ^{после сеп};

åQ^{до сеп} = Q = 107,5 т/ч;

åQ^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;

Q^сеп+ Q_г = 97,29 + 10,21 = 107,5 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	99,04
в том числе:				в том числе:
нефть	43	107,5	903000	нефть	40,5	97,29	817236
вода	57	142,5	1197000	вода	59,5	142,5	119700
				Всего	100	239.7	2013480
ИТОГО	100	250	2100000	Газ	0,96	10,21	86564
				ИТОГО	100	249,91	2100000

 

 

3.2.2. Материальный баланс второй ступени со сбросом воды

 

 

Материальный баланс второй ступени сепарации

Термодинамические параметры  работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,45 МПа; t = 20⁰С.

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

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.22.

Исходные данные для  расчета

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
1	СО2	0,0298	44	47,2
2	N2	0,031	28	116,9
3	CH4	3,4	16	51,73
4	С2Н6	1,29	30	8,27
5	С3Н8	5,61	44	1,85
6	изо-С4Н10	2,28	58	0,88
7	н-С4Н10	5,34	58	0,62
8	изо-С5Н12	2,567	72	0,17
9	н-С5Н12	3,49	72	0,12
10	С6Н14+	75,9	86	0,036
	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	= 2,66
СО2	0,0275
Азот N2	0,0053
Метан CH4	0,7027
Этан С2Н6	0,121
Пропан С3Н8	0,0748
Изобутан изо-С4Н10	0,014
Н-бутан н-С4Н10	0,0188
Изопентан изо-С5Н12	0,0029
Н-пентан н-С5Н12	0,0022
Гексан и выше С6Н14 +	0,03
åYi	1,000835

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 2,66 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
СО2	0,0298	0,02758	0,073	0,0225	0,0584
N2	0,031	0,0053	0,0141	0,0044	0,004549
CH4	3,4	0,702	1,869	1,32	1,358
С2Н6	1,29	0,12	0,322	1,425	1,464
С3Н8	5,61	0,074	0,198	3,9	4,04
изо-С4Н10	2,28	0,0147	0,039	1,62	1,67
н-С4Н10	5,34	0,0188	0,05	2,95	3,04
изо-С5Н12	2,567	0,002	0,0078	1,69	1,74
н-С5Н12	3,49	0,002	0,0059	1,81	1,866
С6Н14+	75,9	0,03	0,08	82,49	84,749
Итого	100,00	1,000835	åN0гi»2,66	97,33	100,00

Баланс по массе, в  расчете на 100 молей сырой нефти  приведён в табл. 3.25.

Таблица 3.25.

Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi), %	Массовый состав сырой нефти Mic= .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 , %
СО2	0,0298	5,73	3,22	2,502	56,32
N2	0,031	0,52	0,396	0,123	76,159
CH4	3,4	51,06	29,91	21,15	58,568
С2Н6	1,29	52,41	9,66	42,75	18,433
С3Н8	5,61	181,9	8,75	173,18	4,81
изо-С4Н10	2,28	96,7	2,27	94,444	2,348
н-С4Н10	5,34	174,5	2,9	171,63	1,666
изо-С5Н12	2,567	122,6	0,56	122,08	0,462
н-С5Н12	3,49	131,25	0,429	130,8	0,326
С6Н14+	75,9	7101,3	6,9	7094,3	0,098
Итого	100,00	åMic=7918,19	åMiг =65,1	åMiн=7853,092	Rсмг= 0,822

 

R_см^г=0,0082– массовая доля отгона.

 

Составим материальный баланс блока без сбора воды:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 0,0082 ^. 97,29 = 0,79 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 = 97,29 – 0,79 = 96,5 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q ^. Н₂О = 96,5 + 142,5 = 239 т/ч.

Данные по расчету  блока сепарации второй ступени  сводим в табл. 3.27.

Таблица 3.27.

Материальный баланс второй степени сепарации

	Приход			Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	95,6
в том числе:				в том числе:
нефть	40,5	97,29	817236	нефть	40,37	96,5	97653,8
вода	59,5	142,5	1197000	вода	59,63	142,5	600000,0
				Всего	100	239	2007600
ИТОГО	100,00	249,7	2013480	Газ	0,33	0,79	6636
				ИТОГО	100,00	249,79	2014236

 

 

 Расчет материального баланса  сброса воды

 

 

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 ^. 96,5 / 239 = 40,37 %.

R_в^сеп = 100 - R_н^сеп= 100 – 40,37 = 59,62 %.

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

- обезвоженная нефть:  вода – 9%; нефть – 91,00%;

- подтоварная вода: нефть  – 0,3%; вода – 99,7%.

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

Тогда составим систему  уравнений:

Q^{сеп .} R_н^сеп = 0,91 ^. Н + 0,003 ^. В

Q^{сеп .} R_в^сеп = 0,09 ^. Н + 0,997 ^. В

 

Решая эту систему, получаем:

 

 

 

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

Q_н^от = 99,8 т/ч, в том числе:

 

- нефть – 0,997^.Q_н^от= 0,91^. 99,08 = 90,16 т/ч;

- вода – 0,09^.Q_н^от= 0,09^. 133,9 = 12,05 т/ч.

 

Q_в^от = 133,9 т/ч, в том числе:

 

- вода  0,997^.Q_в^от = 0,997^. 133,9 = 146,49 т/ч;

- нефть – 0,003^.Q_в^от=0,003^. 133,9 = 0,4 т/ч.

Данные по расчету  блока сепарации второй ступени  и сброса воды заносим в табл. 3.28.

 

Таблица 3.28.

Материальный баланс

блока сепарации второй ступени и сброса воды

 

Приход				Расход
	% масс	кг/ч	т/г		% масс	кг/ч	т/г
Эмульсия				Обезвоженная нефть	11,73
в том числе:
нефть	40,5	97,29	817236	в том числе:
вода	59,5	142,5	1197000	нефть	91	90,16	957344
				вода	9	12,05	101220
				Всего	100	102,16	1058564
				Подтоварная
				вода	88,27
				в том числе:
				вода	99,7	146,49	589215
				нефть	0,3	0,4	590
				Всего	100,0	146,89	1124760
Итого	100,00	239,79	2014236	Итого	100,0	239,79	2014236