Материальный баланс второй ступени

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,4 МПа; t = 20⁰С.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.8.

Таблица 3.8

Исходные данные для расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
СО2	0,011		53,1
N2	0,03		131,5
CH4	4,21		58,2
С2Н6	1,06		9,3
С3Н8	4,75		2,08
изо-С4Н10	2,22		0,99
н-С4Н10	5,25		0,7
изо-С5Н12	2,45		0,19
н-С5Н12	3,66		0,14
С6Н14+	76,35		0,05
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. 3.9.

Таблица 3.9

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 3,7	= 4,23
СО2	0,002	0,002
Азот N2	0,006	0,005
Метан CH4	0,786	0,716
Этан С2Н6	0,076	0,073
Пропан С3Н8	0,095	0,095
Изобутан изо-С4Н10	0,022	0,022
Н-бутан н-С4Н10	0,037	0,037
Изопентан изо-С5Н12	0,005	0,005
Н-пентан н-С5Н12	0,005	0,005
Гексан и выше С6Н14 +	0,040	0,040
åYi	1,073	1,000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 4,23 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.10.

Таблица 3.10

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	0,01	0,002	0,01	0,00	0,00
N2	0,03	0,005	0,02	0,00	0,00
CH4	4,21	0,716	3,03	1,18	1,23
С2Н6	1,06	0,073	0,31	0,75	0,79
С3Н8	4,75	0,095	0,40	4,35	4,54
изо-С4Н10	2,22	0,022	0,09	2,13	2,22
н-С4Н10	5,25	0,037	0,16	5,09	5,31
изо-С5Н12	2,45	0,005	0,02	2,43	2,54
н-С5Н12	3,66	0,005	0,02	3,64	3,80
С6Н14+	76,35	0,040	0,17	76,35	79,58
Итого	100,00	1,000	åN0гi »4,23	95,94	100,00

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.11.

Таблица 3.11

Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти ( ), %	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	0,01	0,49	0,34	0,15	70,11
N2	0,03	0,76	0,65	0,11	85,31
CH4	4,21	67,33	48,47	18,86	71,99
С2Н6	1,06	31,90	9,29	22,61	29,12
С3Н8	4,75	209,12	17,60	191,52	8,41
изо-С4Н10	2,22	128,85	5,40	123,46	4,19
н-С4Н10	5,25	304,44	9,13	295,31	3,00
изо-С5Н12	2,45	176,70	1,47	175,23	0,83
н-С5Н12	3,66	263,79	1,62	262,17	0,61
С6Н14+	76,35	6566,07	14,47	6566,07	0,22
Итого	100,00	åMic=7749,43	åMiг =108,43	åMiн=7655,47	Rсмг= 1,40

R_см^г=0,0140– массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

M_ср^г=å M_i^г/ åN₀^г_i

M_ср^г = 108,43 / 4,23 = 25,63.

Плотность газа:

кг/м³,

Плотность газа при н.у:

кг/м^3.

Таблица 3.12

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Составим материальный баланс блока без сбора воды:

Q_г = R_см^{г .}Q_н

Q_г = 0,0140 ^. 30,73 = 0,43 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 = 30,73 – 0,43 = 30,30 т/ч,

Q^сеп = Q_н^сеп+ Q ^. Н₂О = 30,30 + 32,08 = 62,39 т/ч.

Данные по расчету блока сепарации второй ступени сводим в табл. 3.13.

Таблица 3.13

Материальный баланс второй ступени сепарации