Конечная сепарация нефти предназначена для окончательной стабилизации товарной нефти до такого состояния, при котором будут соблюдаться условия ГОСТ Р 51858 , т.е. давление насыщенных паров нефти при температуре 38^оС должно составлять не более 66,7 кПа. Этого можно добиться путём разгазирования нефти при температуре 38^оС и абсолютном давлении Р:

Р = 101,3 + 66,7 = 168 кПа = 0,168 МПа

Таким образом, расчёт конечной ступени сепарации нефти производится при температуре 38^оС и давлении 0,168 МПа.

Расчёт производится по такой же методике, что и для первой и для второй ступеней сепарации.

Для расчёта материального баланса 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 поступающей нефти;

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

В табл. 12.17 приведены значения констант фазового равновесия компонентов при температуре 38^оС давлениях 0,1 МПа и 0,2 МПа.

Таблица 12.17

Значение констант фазового равновесия компонентов

Путём интерполяции определяем значения констант при рабочих условиях сепарации (табл. 12.18).

Для компонента «С₆Н₁₄ и выше» значение константы фазового равновесия условно примем равным 0,0001.

Мольный состав нефти, поступающей на конечную ступень сепарации, соответствует составу жидкой фазы после второй ступени сепарации (см. табл. 12.12).

Расчёт показал, что мольная доля отгона равна:

e^|=0,01635

Таблица 12.18

Значение констант фазового равновесия компонентов

при рабочих условиях конечной ступени сепарации

Определяем мольный состав газовой и жидкой фазы (табл. 12.19).

Таблица 12.19

Мольный состав фаз второй ступени сепарации

Компонент	Mi		Ki
N2	28	7,2·10-6	479,2800	0,0004	8,2·10-7
CO2	44	0,0005	56,6300	0,0148	0,00026
CH4	16	0,0066	124,3400	0,2704	0,0022
C2H6	30	0,0116	25,6700	0,2131	0,0083
C3H8	44	0,0481	7,7700	0,3367	0,0433
i-C4H10	58	0,0112	3,1600	0,0343	0,0109
n-C4H10	58	0,0439	2,1800	0,0939	0,0431
i-C5H12	72	0,0169	0,8800	0,0149	0,0170
n-C5H12	72	0,0290	0,7400	0,0215	0,0291
С6 и выше	227	0,8321	0,0001	8,459·10-5	0,8459
Сумма	-	1,0000	-	1,0000	1,0000

Рассчитываем массовый состав газовой и жидкой фазы (табл.12.20 и табл. 12.21).

Таблица 12.20

Массовый состав газовой фазы конечной ступени сепарации

Компонент	Mi				yi·100, % масс.
N2	28	0,0004	0,0110	0,0003	0,0302
CO2	44	0,0148	0,6528	0,0180	1,7998
CH4	16	0,2704	4,3260	0,1193	11,9274
C2H6	30	0,2131	6,3921	0,1762	17,6238
C3H8	44	0,3367	14,8139	0,4084	40,8437
i-C4H10	58	0,0343	1,9886	0,0548	5,4828
n-C4H10	58	0,0939	5,4488	0,1502	15,0230
i-C5H12	72	0,0149	1,0727	0,0296	2,9577
n-C5H12	72	0,0215	1,5446	0,0426	4,2586
С6 и выше	227	8,459·10-5	0,0192	0,0005	0,0530
Сумма:	-	1,0000	36,2696	1,0000	100,0000

Таблица 12.21

Массовый состав жидкой фазы конечной ступени сепарации

Компонент	Mi				xi·100, % масс.
N2	28	8,2·10-7	2,3·10-5	1,1·10-7	1,1·10-5
CO2	44	0,0003	0,0115	0,0001	0,0057
CH4	16	0,0022	0,0348	0,0002	0,0173
C2H6	30	0,0083	0,2490	0,0012	0,1239
C3H8	44	0,0433	1,9064	0,0095	0,9486
i-C4H10	58	0,0109	0,6303	0,0031	0,3136
n-C4H10	58	0,0431	2,4985	0,0124	1,2432
i-C5H12	72	0,0170	1,2223	0,0061	0,6082
n-C5H12	72	0,0291	2,0975	0,0104	1,0437
С6 и выше	227	0,8459	192,3177	0,9570	95,6956
Сумма:	-	1,0000	200,9681	1,0000	100,0000

Массовая доля отгона:

где  - средняя молекулярная масса газовой фазы, кг/кмоль (см. табл. 12.20);

 = 198 - средняя молекулярная масса нефти, поступающей на конечную ступень сепарации, т.е. жидкой фазы после второй ступени сепарации (см. табл. 12.14).

Плотность газа при нормальных условиях:

кг/м³

Плотность газа при рабочих условиях конечной ступени сепарации:

 кг/м³

Составляем материальный баланс конечной ступени сепарации. Из материального баланса глубокого обезвоживания (см. табл. 12.16) следует, что на сепарацию поступает нестабильная нефть в количестве:

G = 79128,75 кг/ч

Количество безводной нефти на входе:

G_н(вх) = 78970,49  кг/ч

Газ отделяется в сепараторе от нефти с производительностью:

G_г = e·G_н = 0,003·78970,49  = 236,19 кг/ч

Из сепаратора выходит товарная нефть с производительностью G_тов, в которой будет чистой нефти G_н(вых):

G_н(вых) = G_н(вх) - G_г = 78970,49 - 236,19 = 78734,3 кг/ч

G_тов = G_н(вых) + G_в = 78734,3 + 158,26 = 78892,56 кг/ч

где G_в – количество воды в товарной нефти на выходе из сепаратора. Так как количество воды на входе и выходе из сепаратора не изменяется, поэтому G_в = 158,26 кг/ч (см. табл. 12.16).

Правильность расчёта материального баланса определяется выполнением условия:

G = G_тов + G_г

79128,75 = 78892,56 + 236,19 кг/ч

Условие выполняется.

Материальный баланс конечной ступени сепарации сводим в                      табл. 12.22.

Таблица 12.22