Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:
Р = 0,6 МПа; t = 250С.
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 = 0,6 МПа и температуре t = 250С).
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 
- 1.6 млн. тонн/год, часовая производительность 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 | 0,17 | 42,8 | |
| N2 | 0,53 | 90,8 | |
| CH4 | 20,06 | 40,97 | |
| С2Н6 | 1,86 | 6,92 | |
| С3Н8 | 4,44 | 1,59 | |
| изо-С4Н10 | 2,29 | 0,76 | |
| н-С4Н10 | 4,50 | 0,54 | |
| изо-С5Н12 | 2,36 | 0,15 | |
| н-С5Н12 | 2,92 | 0,11 | |
| С6Н14+ | 60,87 | 0,034 | |
| 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 | = 34,6
|
| CO2 | 0,019 |
| Азот N2 | 0,013 |
| Метан CH4 | 0,672 |
| Этан С2Н6 | 0,098 |
| Пропан С3Н8 | 0,115 |
| Изобутан изо-С4Н10 | 0,011 |
| Н-бутан н-С4Н10 | 0,031 |
| Изопентан изо-С5Н12 | 0,005 |
| Н-пентан н-С5Н12 | 0,006 |
| С6Н14 + | 0,029 |
| åYi | 1,000 |
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.
Таблица 3.49.
Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
| Компонент смеси | Молярный состав сырой нефти (zi), % | Массовый cостав 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 | 0,71 | 31,24 | 27,29 | 3,95 | 87,37 |
| N2 | 0,44 | 12,32 | 12,14 | 0,18 | 98,57 |
| CH4 | 23,01 | 368,16 | 347,36 | 20,80 | 94,35 |
| С2Н6 | 4,25 | 127,50 | 94,49 | 33,01 | 74,11 |
| С3Н8 | 8,27 | 363,88 | 162,96 | 200,92 | 44,78 |
| изо-С4Н10 | 1,61 | 93,38 | 20,78 | 72,60 | 22,26 |
| н-С4Н10 | 5,71 | 331,18 | 58,54 | 272,64 | 17,67 |
| изо-С5Н12 | 2,03 | 146,16 | 10,97 | 135,19 | 7,50 |
| н-С5Н12 | 3,53 | 254,16 | 14,84 | 239,32 | 5,84 |
| С6Н14+ | 50,44 | 4337,84 | 81,23 | 4337,84 | 1,87 |
| Итого | 100,00 | 6065,82 | 830,61 | 5316,44 | Rсмг = 13,69 |
Rсмг = 0,1369 – массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
Mсрг=å Miг/ åN0гi
В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ.
Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учётом обводненности нефти.
Сырая нефть имеет обводненность 25 % масс.
Производительность общего потока Q сырого продукта составляет 297,62 т/ч.
Количество безводной нефти в этом потоке составляет:
Qн = 0,75.Q = 0,75.297,62 = 223,21 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Qг = Rсмг .Qн
Qг = 0,1369. 223,21 = 30,57 т/ч.
Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:
Qнсеп = Qн - Qг = 223,21 – 30,57 = 192,65 т/ч,
Qсеп = Qнсеп+ Qн . 0,25 = 192,65 + 74,40 = 267,05 т/ч.
Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:
åQдо сеп = åQпосле сеп;
åQдо сеп = Q = 223,21 кг/ч;
åQпосле сеп = Qсеп+ Qг;
Qсеп+ Qг = 192,65 + 30,57 = 223,21 кг/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в таблицу 3.51.
Таблица 3.51.
Материальный баланс сепарации первой ступени
| Приход | Расход | ||||||
| % масс | т/ч | т/г | % масс | т/ч | т/г | ||
| Эмульсия, в том числе: нефть вода | 223,21 74,40 | Эмульсия, в том числе: нефть вода | 89,73 72,14 27,86 | 192,65 74,40 | 1618251,2 | ||
| Всего | 267,05 | 2243251,2 | |||||
| Итого | 297,62 | Газ | 10,27 | 30,57 | 256748,85 | ||
| Итого | 100,0 | 297,62 |