2.3. Упн есептеу

УПН кірісі.

УПН кіре берісіне сулылығы в.упн=qв/qэ.=2340/3434=0,68.шикі мұнай qупн=3434 т/сут көлемінде түседі.

Сағадан УПН дейінгі жолдағы ұңғыма өнімінің қоршаған ориамен жылу алмасуын есепке алмай,УПН шығысында ДНС шығысындағыдай термобарий шарттарды аламызҮ

tупн=28 С, Рупн=0,6 МПа.

Қабылданған шамаларыға байланысты УПН түсетін өнімнің компоненттік құрамы ДНс шығысындағыдай болады.

УПН түсетін мұнайдың компоненттік құрамын анықтаймыз:

i-компонентінің молярлық үлесі

Формуланың шешуі (6.1) 2Қосымшада көрсетілген.

М ысал ретінде азоттың молярлық үлесін келтіреміз, есептің қалған нәтижелерін 6.1.кестеде көрсетеміз.

Т аблица 6.1.кесте

t=28 C и P=0,6 МПа УПН кірісіне түсетін мұнайдың компоненттік құрамы т.с

№ п/п	компонент	Mi, г/моль	Ni
1	N2	28	0,00005
2	CO2	44	0,00013
3	Остаток	272	0,546499
4	C1	16	0,02415
5	C2	30	0,01218
6	C3	44	0,00537
7	i-C4	58	0,01524
8	n-C4	58	0,07432
9	i-C5	72	0,03282
10	n-C5	72	0,04008
1 1	C6+	108	0,249159

УПН кірісіне түсетін мұнайдың молярлық массасын анықтаймыз:

Mупн=187 г/моль.

 УПН түсетін шикі мұнайдың үлесті жылуды қажетсінуін анықтаймыз :

- мұнайдың үлесті жылу қажетсінуі [2]

мұнда - мұнайдың тығыздығы, кг/куб м; t – температура, С.

• ш икі мұнайдың үлесті жылуды қажетсінуі

Св=4186 Дж/(кгК)

2.4 Ажыратқыш (ажыратудың бірінші деңгейі).

Ажыратқыштағы қысым 1 Р1=0,4 МПа;

температура t1=28 С.

[2],кестесі арқылы термобарий шамаларымен мұнай газының компоненттеріне қажетті фазалық тепе теңдік константын анықтаймыз және алынған 6.1.кестеде көрсетеміз.

6.1кесте.

t=28 С и Р=0,4 МПа мұнай газ компонентінің фазалық тепе теңдігінің константтары

№	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
компонент	N2	CO2	Ост.	С1	С2	С3	i-С4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+
Ki	184,4	19,14	0	44,6	8,2	2,4	0,95	0,68	0,28	0,212	0,022

1 ажыратқыштағы өнімдегі газ фазасының молярлық үлесін 5.3.теңдеуінен анықтаймыз,Теңдеу шешімі 3.Қосымшада көрсетілген

Nсеп.1=0,008.

6.2.кестеден ф.(5.4) есептеулер жүргіземіз.

6.2кесте.

t=28 С и Р=0,4 МПа ажыратқыш өніміндегі сұйық және газ тәрізді фазадағы i-компоненттердің молярлық үлесі

№ п/п	Компонент	Ni	Ni
1	N2	0,00374	0,00002
2	CO2	0,00217	0,00011
3	Остаток	0	0,55129
4	С1	0,79855	0,01790
5	С2	0,09444	0,01152
6	С3	0,01275	0,00531
7	i-C4	0,01448	0,01524
8	n-C4	0,05067	0,07451
9	i-C5	0,00924	0,03300
10	n-C5	0,00852	0,04019
11	C6+	0,00552	0,25091

Mсеп.1=188,5 г/моль

М сеп.1= 23,04г/моль

 Ажыратудың бірінші деңгейіндегі мұнайдан бөлінетін газдың шығынын анықтаймыз:

qсеп.1=3434(1-0,68)0,00099=1,09 т/сут

Qcеп.=1,091000/3,68=296,2 куб м/сут=0,00324 куб м/с.

 ажыратқыштың бірінші деңгейдегі мұнай мен судың шығынын анықтаймыз:

-судың шығыны

qв=34340,68=2335,12 т/сут

Qв=2335,121000/1050=2223,9 куб м/сут.

• Мұна шығыны

qсеп.1=3434*(1-0,68)*(1-0,00099)=1097,8 т/сут

Qсеп.1=1097,8*1000/840=1306,9 куб м/сут.

 1ажыратқышқа жүктемені анықтаймыз:

1ажыратқыштағы сұйықтық бойынша шекті жүктеме сағатына 2,4 көлемді құрайды, яғни

Qпр.=2,4*200*24=11520 куб м/сут.

• 1ажыратқышқа сұйықтық бойынша нақты жүктеме

Q=qупн1000/упн , где qупн – количество сырой нефти, поступающей на УПН, т/сут;

упн – шикі мұнайдың тығыздығыкг/куб м.

qупн=3434 т/сут.

ф.(6.2) шешуі 2 Қосымшада берілген.

М ұнай ажыратқышына (сепаратор) нақты жүктеме:

Q=3434*1000/972,2=3506,9 куб м/сут, ол берілген шартқа сәйкес,

 Қатар жұмыс істейтін 2 сепараторды ОГ-200 аламыз:

сепаратордың диаметрі dс=3,4 м;

зона гравитациялық тұру аймағы l=22 м.

Сепараторлар бірдей жүктемемен жұмыс істейді, олардың жұмыстары ұқсас, сондықтан бір сепаратордың жұмысын есептейміз.

сепаратордың 1/3 көлемін сұйықтық, ал 2/3 газ алады деп есептелік [3].

 1 сепаратордың нөлдік қимасындағы тазартылған газдың көрсеткішін анықтаймыз::

• Нөлдік шамадағы тазартылған газдың шығыны

qok(0)=q*ок.

примем *ок=0,03 –мұнай газдағы тазартылған газдың салмақтық үлесі

qок(0)=1,090,03=0,0327 т/сут

Qок(0)=0,0327*1000/3,68=8,89 куб м/сут.

• 1сепаратордың нөлдік қимасындағы сұйықтықтағы тазартылған газдың көлемдік үлесі.

 1сепаратордың шығысындағы мұнайлы газ бен сұйықтықтың шығынын анықтау үшін, келесі есептеулерді жүргіземіз:

- 1сепаратордағы сұйықтықтың кідіру уақыты

-тазатылған газдың j-фракциясындағы тамшының көлемі

- сепаратордың нөлдік шамасындағы тазатылған газдың j-фракциясының көлемдік үлесі

- t уақытының ішіндегі j-фракциясындағы тамшылардың жүрген жолы;

j=jt , где j –Стокс заңы бойынша бетіне шығу жылдамдығы

- t уақыты ішінде тазартылған газдың j-фракциясының алатын ауданы

- t уақыты ішінде сұйықтықтағы тазартылған газдың j-фракциясының көлемдік үлесі

Мысал ретінде тамшыларының көлемі r1=10 мкм: құрайтын тазартылған газдың 1-ші фракциясын есептейміз.

Есептеу нәтижелерін . 6.3.кестесінде көрсетеміз

Таблица 6.3.

№ п/п	mi, г	ri, мкм	P(rj), 1/м	j.ok(0)	j, м
1	0,74	10	44400	3,6*10^(-4)	11,54	ok(t)=0
2	2,19	30	4860	1,06*10^(-3)	103,9
3	1,4	50	672	6,8*10^(-4)	288,6
4	0,32	70	55,95	1,56*10^(-4)	566
5	0,21	90	17,28	1,02*10^(-4)	935
6	0,16	110	7,21	7,79*10^(-5)	1397
7	0,14	130	3,82	6,8*10^(-5)	1951

1сепаратордан түсетін сұйықтықта тазартылған газ болмайды, яғни газды әкету коэффи циенті нөлге тең.

 сепаратордан шығатын мұнай газ мен сұйықтықтың дебитін есептейміз.Мұнай тамшысының кету коэффициентін мынаған тең деп аламыз:

Кж=2010^(-9) куб м/куб м.

Q**=Q+Qk-Qok  Q**=(Q-Qok)/(1-Kж)

Q *=Q’+Qв-Q’k

- сепаратордың шығысындағы мұнайдың жалпы шығыны

qвых.с.1=qc.1-qк.=1097,8-6,5110^(-6)=1097,8 т/сут.

- сепаратордың шығысындағы сұйықтытың жалпы шығыны

массовый расход жидкости на выходе из сепаратора

qвых.с.1=qвых.с.1+qв=1097,8+2335,12=3432,92 т/сут

в.вых.с.1=2335,12/3432,92=0,68.

- сепаратордың шығысындағы газдың жалпы шығыны

qвых.с.1=qс.1-qок=1,09-0,0327=1,057 т/сут.

- сепаратордың шығысындағы мұнай тамшысының жалпы шығыны

к=6,51*10^(-6)/1,057=0,000006.

сепаратордың шығысындағы мұнайдың компоненттік құрамы өзгерген жоқ, өйткені мұнайда тазартылған газ жоқ.

1 сепаратордың шығысындағы мұнай тамшысын қамтитын газдың компоненттік құрамын анықтаймыз:шығыны

 мұнай тамшысының молярлық үлесі