2.4 Кесте. 0,3 мПа мен38 0с мұнай мен газдың бірдей улестегі коспаларының құрамы

Компоненттер	Бірдей үлестегі газ бен мұнайдың молярлық массасы
	N V =0.465		n V=0.466		NV =0.467
	n ί L	n ί V	n ί L	n ί V	n ί L	n ί V
N2 СН4 C2H6 C3H8 ί -С4Н10 С4Н10 ί –C3H12 C5H12 C6H14+жоғары Қалдық	8 •10-6 0,0110 0,0052 0,0296 0,0148 0,0431 0,0218 0,0343 0,1394 0,6996	0,0021 0,6966 0,0682 0,1109 0,0238 0,0508 0,0107 0,0141 0,0181 0	8 • 10-6 0,0110 0,0052 0,0296 0,0148 0,0431 0,0218 0,0343 0,1396 0,7009	0,0021 0,6952 0,0681 0,1168 0,0238 0,0508 0,0107 0,0141 0,0181 0	8 • 10-6 0,0109 0,0052 0,0295 0,0148 0,0431 0,0218 0,0344 0,1398 0,7023	0,0021 0,6937 0,0680 0,1166 0,0238 0,0508 0,0107 0,0141 0,0182 0
Барлығы	0,9988	1,0013	1,0003	0,9997	1,0018	0,9980

Қабаттық флюидтің бастапқы құрамынан бастап, әдетте қателер кетеді, содан кейін шешім (2.10), бұны қысқартуға болады, ол теңдеу (2.10) сол жақ абсолюттік маңызы мәндері нөлге дейін 0,003 артық емес ерекшеленеді, онда мүмкін шектеліп жақындату Есептеу жұмыс ұсынымдар сомасы (11) және анық кестеден көруге болады. 2.4.

2.5 Есеп. Молярлық массасын және екінші кезеңді газсыздандыру қоймасындағы мұнай және газ үлесін есептеңіз.

.

Мұнай қабатының құрамы: метан 0,2695; этан 0,0180; пропан 0,0375; изобутан 0,0152; бутан 0,0352; изопентан 0,0183; пентан 0,0260; гексан 0,0729; гептан + жоғары 0,5074. Молярлық массасының фракциясы гептан + жоғары 284 кг/кмоль.

Шешімі.Есептің шешімі алдыңғы (кестеге 2.5) ұқсас.

0,6 МПа қысыммен фазалық тепе-теңдік тұрақты сурет бағдарламасы көмегімен квадратты интерполяция ( II қосымшаны қараңыз) есептеледі. 2.1 (2.4 Мақсаты. көру).

2.5 кесте. Мұнай мен газдың I деңгейдегі сепарацияланған құрамы

Компоненттер	Мұнай қабатының молярлық массасы	Молярлық масса, кг/кмоль	р=0,6 МПа, t=20 0С кезіндегі тепе-теңдік тұрақтысы	Молярлық құрамы, %
				Сұйықтықтар		Газдар
				есептелген	түзетілген	есептелген	түзетілген
СН4 C2H6 C3H8 ί -С4Н10 С4Н10 ί –C5H12 C5H12 C6H14 C7H16+жоғары Мұнай	0,2695 0,0180 0,0375 0,0152 0,0352 0,0183 0,0260 0,0729 0,5074 1,0000	16,04 30,07 44,09 58,12 58,12 72,15 72,15 86,17 284 163	28,5 5,1 1,45 0,48 0,39 0,145 0,119 0,031 0	3,07 0,83 3,33 4,40 4,25 2,41 3,46 10,04 70,77 102,56	3,07 0,83 3,33 4,40 4,25 2,41 3,46 9,04 69,21 100,0	87,46 4,25 4,82 2,11 1,66 0,35 0,41 0,31 0 101,37	87,46 4,05 4,52 1,81 1,39 0,25 0,31 0,21 0 100,0

Мұнай қабатының молярлық массасын мына формула көмегімен анықтай аламыз

Мұндағы n — компоненттер саны; N_{ί (L+V)} —молярлық бөлігі,7 компоненттің ί - шісі; — молярлық масса ί – інші компоненттің, кг/кмоль.

Теңдеу (2.10) бағдарламасы бойынша шешімдер нәтижесі (.. Суретті қараңыз 2.2) NV = 0,5 қоспа газ фазасындағы молярлық фракциялар мұнай-газ бірдей улестегі құрамын есептеу үшін болашақта қажет; 0,25; 0,3; 0,28; 0,285; 0,283; 0,284, тиісінше, теңдеудің сол жағының келесі мәндерді береді: -0,7212; 0,1393; -0,0631; 0,0134; -0,0062; 0,0016; -0,0023.

NV= 0.283 үшін (2.10) сол жақ құнын қанағаттандыратын теңсіздік [0,0016] <[0,003] (Мақсаты. қараңыз. 2.4), 0,6 МПа қысыммен газсыздандыру қоймасы мұнайдың бірінші кезеңіндегі газ фазасының молярлық үлесі 20 ° C-та 0.283 ретінде қабылдануы мүмкін.

Необходимость корректировки состава нефти и равновесного газа вызвана неточностью решения (2.10). При корректировке учи­тывают следующее. Из-за некоторой неравновесности разгазирования нефти в сепараторах фактический состав жидкости более обогащен легкими углеводородами по сравнению с рассчитанным равновесным составом. Поэтому корректируют в составе жидкости только доли тяжелых компонентов, а в составе газа доли всех компонентов тяжелее метана в сторону уменьшения.

Шешімдері (2.10) қателігі туындаған жағдайда тепе-теңдік мұнай және газ құрамын реттеу қажет.Мыналарды реттеу кезде ескеріледі. Кейбір Неравновесие мұнай газсыздандыру есептік тепе-теңдік құрамы астам жеңіл көмірсутектердің байытылған сұйықтық нақты құрамын сепараторлар Себебі. Сондықтан, сұйық құрамы тек газ ауыр компоненттерінің фракциясының және метан төмен ауырлау компоненттерін үлесі түзетіледі.

Пренебрегая захватом пузырьков газа жидкостью на первой ступени сепарации, принимают за исходный состав нефти на второй (последней) состав жидкости на первой ступени (табл. 2.6).

Түстерді қамту газ елемеу бірінші кезеңі сұйықтықтың екінші (қорытынды) құрамына мұнай бастапқы құрамы ретінде қабылданған бірінші кезеңі сұйық сепараторлар көпіршіктері (кесте. 2.6).

NV = 0,5 қоспасынан газ фазасының молярлық фракциясының жақындатылған теңдеулерді (2.10) шешкеннен кейін сұйық және газ тәріздес фазалардың құрамдары (2.7) және (2.8) бойынша есептеледі;

Таблица 2.6. Мұнай мен газдың II деңгейдегі құрамы

Компоненттер	Бөлгіш енгізу қоспаның молярлық құрамы	0,1 МПа қысымдағы тепе-теңдік тұрақтысы	Молярлық құрамы, %
			Мұнайдың		Газдың
			есептелген	түзетілген	есептелген	түзетілген
СН4 C2H6 C3H8 ί - С4Н10 С4Н10 ί – C5H12 C5H12 C6H14 C7H16+ высшие	0,0307 0,0083 0,0333 0,0440 0,0425 0,0241 0,0346 0,0904 0,6921 1,000	174 29 8 2,8 2,0 0,8 0,6 0,18 0	0,27 0,31 2,35 3,97 4,01 2,44 3,54 9,50 73,59 99,98	0,27 0,32 2,36 3,97 4,01 2,44 3,54 9,50 73,59 100,00	47,30 9,03 18,81 11,13 8,02 1,95 2,13 1,71 0 100,08	47,30 9,03 18,81 11,11 8,0 1,95 2,1 1,7 0 100,00