2.2 Днс есептеу

Термобарий жағдайына қажетті есепті шығарамыз:

ДНС температура tднс=tу=28 С,

ДНС қысым Рднс=0,6 МПа.

 мұнай газының әрбір компонетіне қажетті фазалық тепе-теңдік константасын анықтаймыз.Ол үшін [2], келтірілген фазалық тепе-теңдік константының шамаларды шығару кезінде сызықтық интерполяция әдісін пайдаланамыз:

М ысал ретінде азоттың (К) тепе-теңдігінің фазалық константын есептейміз

t, С	Кестелік мәні К
	Р=0,5 МПа	Р=1 МПа
20	144	75
30	154	81,5

Фазалық тепе-теңдік константының алынған шамаларын 2.1.кестесі түрінде көрсетеміз. 1.

Кесте 2.1.

Р=0,6 МПа и t=28 С мұнайгаз компонентінің фазалық тепе-теңдік константтары

№	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
компонент	N2	CO2	ост.	C1	C2	C3	i-C4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+
Ki	137,64	14,356	0	33,728	6,12	1,764	0,6952	0,5188	0,2008	0,1692	0,016

Фазалық тепе-теңдік теңдеуінен ДНС өнімдегі молярлық үлесін аынқтаймыз:

N=0,486

Бұл теңдеуді шешу кезінде «Maple V R4» (Приложение 3 математикалық бағдарламасы қолданылды.

 ДНС сұйық және газ тәрізді фазадағы i-компонентінің молярлық үлесін анықтаймыз :

Алынған нәтижелерді 5.2 кестеде көрсетеміз

Таблица 5.2.

Р=0,6 МПа и t=28 С. ДНС сұйық және газ тәрізді фазадағы компоненттердің молярлық үлесі

№ п/п	Компонент	Ni	Ni
1	N2	0,0061	0,00004
2	CO2	0,0019	0,00013
3	Остаток	0	0,5477
4	С1	0,760	0,02253
5	С2	0,0737	0,01204
6	С3	0,0913	0,00518
7	i-C4	0,0106	0,01525
8	n-C4	0,0386	0,0744
9	i-C5	0,0066	0,03287
10	n-C5	0,0068	0,04016
11	C6+	0,004	0,2497

Mднс=187 г/моль

Мднс=23 г/моль

 ДНС өнімдегі мұнай газдың салмақтық үлесі мен тығыздығын анықтаймыз:

 ДНС мұнайдан бөлінетін газдың шығынын анықтаймыз:

с алмақ шығыны

qднс=3600*(1-0,65)*0,132 =166,32 т/сут

көлемдік шығыны

Qднс=166,32*1000/5,5=30240 куб м/сут.

 ДНС су мен мұнайдың шығынын анықтаймыз:

- судың шығыны

qв=q*в

qв=3600*0,65=2340 т/сут

Qв=qв/в

Qв=2340*1000/1050=2228,6 куб м/сут

• расход нефти

q=q*(1-в)

q=3600*(1-0,65)*(1-0,132)=1093,68 т/сут

Q=q/

Q=1093,68*1000/840=1302 куб м /сут.

ДНС шығысындағы сұйықтық пен мұнайлы газдың шығындарын анықтаймыз, және бұл жерде мұнай тамшысының газдың ағынымен ұсталуын және сұйықтық ағыныменгаздың кетуін есепке аламыз.

Сұйықтық пен газдың кету коэффициенттері:

равны:

Qк. – газ ағынымен кететін мұнай тамшысының көлемдік шығыны;, куб м/сут;

Qок – ажыратқыштан сұйықтық ағынымен кететін газдың көлемлік шығыны, куб м/сут;

Q** , Q* –ДНС шығысындағы өнімнің вериткальдыжәнегоризонтальды көлемдік шығындары.

П ричём

Т еңдеуденжүйенішеше отырып,(5.5), (5.6) және (5.7) аламыз,

Қ орытындысы 2Қосымшада берілген..

Біздің мысалымызғабылайдеп аламыз [3]:

Кж=4510^(-9) куб м/куб м,

Кг=1510^(-3) куб м/куб м.

Газ ағынымен кететін мұнай тамшысы мен тазартылған газдың салмақтық шығындары:

qк=1,3610^(-3)840=1,14 кг/сут=0,00114 т/сут

qок=53,775,5=295,7 кг/сут=0,2957 т/сут.

 ДНСшығысындағы өнімнің шығынын есептейміз:

qэ=qвых+qв+qок

qв=вqж=0,653600==2340 т/сут

qвых=q-qк=1093,68-0,00114=1093,68 т/сут.

qэ=1093,68+2340+0,2957=3434 т/сут.

Мұнай тамшысын қамтитын газ, ДНС бірге, газ құбыры арқылы мұнайды қайта өңдейтін зауытқа жеткізіледі және құрамында тазартылған газ бар газсыздандырыған мұнай сораптар арқылы УПН беріледі.ДНС УПН шикі мұнай беріледі.