На данном этапе невозможно рассчитать необходимое количество пластовой нефти, чтобы на выходе с установки получить товарной нефти точно 3 млн т в год.

Поэтому предварительно производим расчёт материальных балансов всей стадий, например, на 1 млн т в год по пластовой нефти. Затем производим корректировку материальных балансов всех стадий на 3 млн т в год по товарной нефти и составляем общий материальный баланс всей установки.

Для расчёта материального баланса первой ступени сепарации необходимо определить долю образовавшейся газовой фазы при принятых условиях сепарации (или долю отгона), а также состав газовой и жидкой фазы.

Мольная доля отгона e^| определяется методом последовательного приближения путём подбора такого значения, при котором будет выполняться условие (см. п. 8.4.1):

где  - мольная доля компонента в пластовой нефти;

 - константа фазового равновесия данного компонента при температуре и давлении на данной ступени сепарации.

Значения констант фазового равновесия компонентов при разных температурах и давлениях приводятся в справочной литературе. В табл. 12.3 приведены справочные значения констант при температуре 25^оС и давлениях 0,5 и 1,0 МПа.

Константу для компонента «С₆Н₁₄ и выше» точно определить невозможно, так как этот компонент представляет собой всю нефть, включая самые тяжёлые углеводороды. Чем тяжелее углеводород, чем ниже его константа. Например, при 25^оС и 0,5 МПа значения констант для С₆Н₁₄, С₈Н₁₈, С₁₀Н₂₂ соответственно составляют 0,0505; 0,0059; 0,0007. Поэтому компонент «С₆Н₁₄ и выше» самый тяжёлый в исходной смеси и будет в основном оставаться в жидкой фазе. Без ущерба для результатов технологических расчётов условно примем значение константы фазового равновесия этого компонента равное 0,0001.

Таблица 12.3

Значение констант фазового равновесия компонентов

Путём интерполяции определяем значения констант при рабочих условиях сепарации (табл. 12.4).

Таблица 12.4

Значение констант фазового равновесия компонентов

при рабочих условиях первой ступени сепарации

Расчёт путём последовательного приближения показывает, что мольная доля отгона равна:

e^|=0,295

Примем следующие условные обозначения:

М_i – молекулярная масса компонента, кг/кмоль;

 - мольная доля компонента в нефти;

 - мольная доля компонента в газовой фазе;

 - мольная доля компонента в жидкой фазе;

- массовая доля компонента в газовой фазе;

 - массовая доля компонента в жидкой фазе.

Определяем мольный состав газовой и жидкой фазы (табл. 12.5).

Таблица 12.5

Мольный состав фаз первой ступени сепарации

Компонент	Mi		Ki
N2	28	0,0030	134,8500	0,0100	7,4·10-5
CO2	44	0,0051	13,8700	0,0148	0,0011
CH4	16	0,2348	32,9300	0,7421	0,0225
C2H6	30	0,0432	5,8500	0,1040	0,0178
C3H8	44	0,0662	1,6800	0,0926	0,0551

Окончание табл. 12.5

Компонент	Mi		Ki
i-C4H10	58	0,0105	0,6400	0,0075	0,0117
n-C4H10	58	0,0381	0,4800	0,0216	0,0450
i-C5H12	72	0,0127	0,1800	0,0030	0,0168
n-C5H12	72	0,0214	0,1500	0,0043	0,0286
С6 и выше	227	0,5650	0,0001	8,014·10-5	0,8014
Сумма	-	1,0000	-	1,0000	1,0000

Молекулярную массу компонента «С₆ и выше» находим из уравнения аддитивности, зная молекулярную массу пластовой нефти М_пл:

0,003·28 + 0,0051·44 + 0,2348·16 + 0,0432·30 + 0,0662·44 + 0,0105·58 +

+ 0,0381·58 + 0,0127·72 + 0,0214·72 + 0,5650· = 142

= 227

Рассчитываем массовый состав газовой и жидкой фазы (табл.12.6 и 12.7).

Таблица 12.6

Массовый состав газовой фазы первой ступени сепарации

Компонент	Mi				yi·100, % масс.
N2	28	0,0100	0,2798	0,0126	1,2586
CO2	44	0,0148	0,6489	0,0292	2,9190
CH4	16	0,7421	11,8732	0,5341	53,4119
C2H6	30	0,1040	3,1190	0,1403	14,0310
C3H8	44	0,0926	4,0759	0,1834	18,3354
i-C4H10	58	0,0075	0,4361	0,0196	1,9617
n-C4H10	58	0,0216	1,2529	0,0564	5,6362
i-C5H12	72	0,0030	0,2171	0,0100	0,9767
n-C5H12	72	0,0043	0,3085	0,0139	1,3877
С6 и выше	227	8,014·10-5	0,0182	0,0008	0,0820
Сумма:	-	1,0000	22,2296	1,0000	100,0000

Массовая доля отгона:

где  - средняя молекулярная масса газовой фазы, кг/кмоль. Расчёт приведён в табл. 12.6.

Плотность газа при нормальных условиях:

кг/м³

Плотность газа при рабочих условиях первой ступени сепарации:

 кг/м³

Таблица 12.7

Массовый состав жидкой фазы первой ступени сепарации

Компонент	Mi				xi·100, % масс.
N2	28	0,0001	0,0021	0,00001	0,0011
CO2	44	0,0011	0,0468	0,0002	0,0244
CH4	16	0,0225	0,3606	0,0019	0,1877
C2H6	30	0,0178	0,5332	0,0028	0,2775
C3H8	44	0,0551	2,4261	0,0126	1,2628
i-C4H10	58	0,0117	0,6814	0,0035	0,3547
n-C4H10	58	0,0450	2,6102	0,0136	1,3587
i-C5H12	72	0,0168	1,2062	0,0063	0,6278
n-C5H12	72	0,0286	2,0565	0,0107	1,0704
С6 и выше	227	0,8014	182,1938	0,9483	94,8350
Сумма:	-	1,0000	192,1167	1,0000	100,0000

Составляем материальный баланс первой ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефти, которая имеет обводнённость 30% масс. Примем 350 рабочих дней в году, или 8400 часов. Тогда массовый расход пластовой нефти на входе составит:

G = 1000·10⁶ / 8400 = 119047,62 кг/ч

Количество безводной нефти на входе:

G_н(вх) = 0,7·G = 0,7·119047,62  = 83333,33  кг/ч

Газ отделяется в сепараторе от нефти с производительностью:

G_г = e·G_н = 0,04618·83333,33  = 3848,43 кг/ч

Из сепаратора выходит поток жидкости с производительностью по чистой нефти G_н(вых) и по эмульсии G_эм соответственно:

G_н(вых) = G_н(вх) - G_г = 83333,33 - 3848,43 = 79484,90 кг/ч

G_эм = G_н(вых) + G·0,3 = 79484,90 + 119047,62·0,3 = 115199,19 кг/ч

Правильность расчёта материального баланса определяется выполнением условия:

G = G_эм + G_г

119047,62 = 115199,19 + 3848,43 кг/ч

Условие выполняется.

Составляем материальный баланс первой ступени сепарации                         (табл. 12.8).

Таблица 12.8