0,1; 0.005; 0,075; 0,06; 0,059; 0.0595 Және оның сол бөлігінде тиісті мәндері: — 1,3345; — 0,2748; 0.1082; — 0,1292; — 0,0041; 0,0058; 0,00079.

Мұнай және ілеспе газды түзету құрамының бірінші деңгей бөлуден кейін түзету ретінде жүзеге асырылады

(2.14) бойынша есептелген І және бөлу II кезеңдерінде мұнай және газ молярлық массасы, кестеде ұсынылған. 2.7.

Таблица 2.7. Мұнай мен газдың молярлық массасы

Мұнай және газ І және ІІ деңгейлері	Молярлық масса, кг/моль
Мұнай: қабаттық сепарацияның I деңгейінен кейін сепарацияның II деңгейінен кейін Газ: сепарацияның I деңгейінен кейін сепарацияның II деңгейінен кейін	163 216 227 19,7 34,1

Екінші 0,6 МПа және 0,1 МПа бірінші кезеңін қысым 20 ° C кезінде екі сатылы газсыздандыру қоймасы мұнай мұнай және газ қорытынды құрамы кестеде көрсетілген. 2.8. (1.5) жаппай қайта санау кезінде молярлық композицияларды қараңыз (Кесте. 2.5 және 2.6) (1.4 мақсаты.).

2.8 кестеден көруге болады, бөлудің бірінші кезеңінен кейін газ, пропан ауырлау, барлық компоненттерінің 12.46% құрайды. Сепарацияның екінші кезеңінен кейін газ мынадай компоненттерді 45,45% құрайды,яғни 3,6 есе көп. Екінші кезеңнен кейін газ жартысына жуығы майлы компоненттер бар болғандықтан, одан әрі өңдеу үшін бағытталуы тиіс.

Таблица 2.8. Составы нефти и газа по ступеням дегазации

Компоненты	Молярный состав, %
	пластовой нефти	после I ступени		после II ступени
		нефти	газа	нефти	газа
СН4 C2H6 C3H8 ί - С4Н10 С4Н10 ί – C5H12 C5H12 C6H14 C7H16+ высшие	2,65 0,33 1,01 0,54 1,26 0,81 1,15 3,85 88,40 100,00	0,24 0,13 0,69 1,19 1,15 0,82 1,17 3,61 91,00 100,00	71,22 6,19 10,13 5,35 4,11 0,93 1,15 0,92 0 100,00	0,01 0,03 0,40 1,00 1,00 0,76 1,12 3,61 92,07 100,00	22,26 7,97 24,32 18,94 13,64 4,13 4,44 4,30 0 100,00

З а д а ч а 2.6. Вся продукция скважин с групповой замерной установки ГЗУ транспортируется на пункт сбора и подготовки в сепараторы первой ступени, прием которых оборудован устройством предварительного отбора газообразной фазы УПО. В сепараторах первой ступени продукция скважин интенсивно перемешивается с горячей водой и реагентом для последующей деэмульсации нефти и отделения газообразной фазы от жидкости.

Определить количество отделяемого газа на первой ступени сепарации и его состав, если на прием сепаратора при давлении 0,6 МПа и температуре 20 0С поступает газожидкостная смесь, а в сепаратор после УПО только жидкость в количестве 1800 т/сут обводненностью 20 %.

В сепараторе в результате нагревания нефти до 40 °С и перемешивания дополнительно выделяется газ, который смешивается с газом из УПО.

Состав пластовой нефти такой же, как и в задаче 2.5.

Р е ш е н и е. Составы нефти и газа, поступающих на устрой­ство предварительного отбора газа первой ступени, известны (см. табл. 2.5). Как следствие, известны и их молярные массы (см. табл. 2.7). Из решения уравнения (2.10) известна и молярная доля газообразной фазы, которая составляет 0,283.

Имеющихся данных из решения задачи 2.5 достаточно, чтобы определить количество газа, отделяемое УПО на приеме сепарато­ра. Действительно, для двухфазной системы газ — нефть можно записать

m_г=n_гM_г , (2.15)

где m_г — масса газообразной фазы в смеси, кг; M_г — молярная масса газа, кг/кмоль; n_г — количество газообразной фазы в смеси, кмоль.

По определению

N_V =n_г/(n_г+n_н) (2.16)

где N_V — молярная доля газообразной фазы в смеси; n_н — количество нефти (жидкой фазы) в смеси, кмоль.

Откуда

n_г = n_н N_V/1- N_V. (2.17) Так как

n_H=m_н/M_н (2.18)

где М_н — масса нефти в смеси, кг; М_н — молярная масса нефти, кг/кмоль, то, подставляя (2,17) в (2.15) с учетом (2.18), получим

т. е. с каждой тонной нефти на прием сепаратора поступает 36 кг, или 518,4 т/сут свободного газа. Так как из 18 000 т жидкости только 80%, или 1800*0,8=14.400 т/сут составляет нефть, то масса газа 14 400*0,36 =518,4 т/сут.

Дополнительное количество и состав газа, отделяемого на пер­вой ступени сепарации в результате нагревания нефти до 40 ⁰С, рассчитывают последовательным решением уравнения (2.10), затем (2.7) и (2.8). Результатами решения уравнения (2.10) при после­довательных приближениях молярных долей газообразной фазы в смеси N_V = 0,5; 0,1; 0,005; 0,001; 0,005; 0,008; 0,009; 0,0095; 0,0093 являются соответственно значения левой части этого уравнения: — 1,6336; — 0,6278; — 0,4276; — 0,0126; 0,0976; 0,0283; 0,0074; — 0,0027; 0,0013.

Исходный состав смеси и соответствующие константы фазового равновесия компонентов при 40 °С и давлении 0,6 МПа, необходи­мые для расчета молярной доли газообразной фазы в сепараторе, представлены в табл. 2.9.

Константы фазового равновесия компонентов рассчитывают квадратичной интерполяцией по (2.11), которая для данного кон­кретного случая принимает вид [9].

Таблица 2.9. Составы нефти и газа после I ступени сепарации при 40 ⁰С

Компоненты	Молярный состав смеси на входе в сепаратор	Константы равновесия при давлении 0,6 Мпа и t=40 0С	Молярный состав, %
			нефти	газа
				расчетный	откорректированный
СН4 C2H6 C2H8 ί -С4Н10 С4Н10 ί –C5H12 C5H12 C6H14 C7H16+высшие	0,0307 0,0083 0,0338 0,0440 0,0425 0,0241 0,0346 0,0904 0,6921 1,0000	33,4 6,6 2,09 0,93 0,68 0,26 0,25 0,081 0	2,35 0,79 3,30 4,40 4,26 2,43 3,48 9,12 69,78 100,00	78,60 5,20 6,89 4,09 2,90 0,63 0,87 0,74 0 99,92	78,66 5,22 6,89 4,09 2,90 0,63 0,87 0,74 0 100,00

K _ί (0,6) = K _ί (0,4) + (0,6 – 0,4) [α₂ + (α₁- α₂) ] (2.19)

где

α₁ = α₂ = ; (2.20)

K _ί (0,4); K _ί (0,5); K _ί (l) — константы фазового равновесия ί -го ком­понента при давлениях 0,4; 0,5; 1,0 МПа (см. приложения II).

При расчетах констант использовали программу (см. задачу 2.4, рис. 2.1). Значения левой части уравнения (2.10) при N_V= 0,095 и N_V= 0,0093 удовлетворяют неравенствам (см. задачу 2.4) — [0,0027] < 0,003 и [0,0013] < 0,003. Молярную долю газооб­разной фазы в сепараторе при 40 °С и давлении 0,6 МПа принима­ют равной V = 0,0094.

Как видно из табл. 2.9, корректировка состава нефти не нужна, так как суммарный расчетный состав равен 100%. Состав газа на 0,08 % корректировали за счет более легких компонентов: ме­тана и этана.

Найдем количество газа, выделившееся в сепараторе в резуль­тате нагревания нефти на 20 °С.

Число молей углеводородов, поступающих в сепаратор, равно отношению

n = m_н/M_н,

где m_н — масса углеводородов, поступивших в сепаратор, кг; M_н= молекулярная масса нефти на входе в сепаратор после УПО, кг/кмоль.

Число молей газа, выделившихся из нефти в сепараторе, равно n_г = nN_v = (2.21)

где N_V — молярная доля газообразной фазы в сепараторе при 40 °С и 0,6 МПа.

Тогда масса газа, выделившаяся из единицы массы нефти при ее нагревании от 20 до 40 °С, будет выражаться следующим об­разом:

= (2.22)

так как масса газа равна

m_г = n_г M_г. (2.23)

Молярная масса нефти, поступающей в сепаратор, известна из решения задачи 2.5 и равна 216 кг/кмоль, а газа (см. табл. 2.9) может быть рассчитана

где n — число компонентов в газе; N_ί M_ί — молярные доля и масса ί -го компонента в газе.

Решая (2.24) и используя данные табл. 2.9, получают моляр­ную массу газа равную 23,0 кг/кмоль.

Подставляя численные значения в (2.22), находят

= 0,0094 = 0,001 кг/кг,

или дополнительно в сепараторе при yагревании нефти от 20 до 40 °С выделяется 14,4 т/сут газа. Таким образом на первой ступени сепарации выделяется 518,4+14,4 = 532,8 т/сут газа.

Состав газа при смешивании газов после УПО и сепаратора можно рассчитать по (1.15).

В нашем случае смешиваются Два газа.

Для первого n₁ = 518,4/19,7 = 26,31 кмоль;

для второго n₂= 14,4/23,0 = 0,63 кмоль.

Следовательно, молярная доля любого компонента смеси этих газов может быть рассчитана по выражению

N_ί =( N_ί1 - N_ί2 )+ N_{ί2 .}

Для метана, например, молярная доля равна

N_CH4 = (87,46 - 78,66) + 78,66 = 87,25 %.

Данные по составу газа после УПО берут из предыдущей задачи (состав газа после первой ступени сепарации), а по составу газа после сепарации — из табл. 2.9. Аналогично расчет ведут и для других компонентов. В результате молярный состав газа получается следующим (%): метан 87,25; этан 4,08; пропан 4,58; изобутан 1,86; бутан 1,43; изопентан 0,26; пентан 0,32; гексан 0,22.

З а д а ч а 2.7. Газ концевых ступеней сепарации в количестве 143,82 т/сут сжимается до давления первой ступени сепарации 0,5 МПа и охлаждается в воздушном холодильнике до 10°С, затем поступает в сепаратор для отделения конденсата от газообразной фазы.

Молярный состав газа концевых ступеней сепарации принять следующим (%): метан 47,3; этан 9,03; пропан 18,81; изобутан 11,11; бутан 8,0; изопентан 1,95; пентан 2,1; гексан 1,7.

Определить составы газа и конденсата после компримирования и охлаждения. Найти количество получающегося конденсата.

Р е ш е н и е. Решение задачи сводится к решению уравнения фазовых равновесий (2.10) и затем уравнений (2.7), (2.8).

Константы фазового равновесия определяют по приложению II (табл. 2.10).

Решения уравнения (2.10) при последовательных приближениях молярных долей газообразной фазы смеси N_V = 0,5; 0,99; 0,9; 0,95; 0,92; 0,91; 0,917 равны соответственно значениям левой части этого уравнения: 0,7998; —0,5308; 0,0553; —0,1440; —0,01010; 0,0243; 0,00059. Если значение левой части уравнения (2.10) по абсолютной величине меньше 0,003, то поиски решения заканчиваются, а молярная доля газообразной фазы, при которой получено