Добавил:

COSMOS Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Предмет:

Добыча нефти и газа

Файл:

установки гидроочистки вакуумного газойля

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

17.06.2024

Размер:

3.04 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 89 / 239 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 > Следующая >>>

С2Н6	2287	30	76,2	0,0188	2,7	0,0078	0,0211
С3Н8	1548	44	35,2	0,0087	1,91	0,0050	0,0096
Изо-С4Н10	996	58	17,2	0,0042	1,53	0,0029	0,0045
Н-С4Н10	682	58	11,8	0,0029	1,42	0,0021	0,0030
Н2S	4881	34	143,6	0,0355	2,7	0,0147	0,0397
Бензин	1502	109	13,8	0,0034	0,61	0,0050	0,0031
Дизельное	26096	246	106,1	0,0262	0,07	0,1155	0,0081
топливо	26096	246	106,1	0,0262	0,07	0,1155	0,0081
топливо
Остаток	156012	304	513,2	0,1268	0,003	0,7405	0,0022
Итого	203371	-	4048,8	1,0000	-	1,0000	1,0000

Таблица 2.40

Состав продуктов на входе в сепаратор С-1.

Компоненты	кг/ч	Н2	СН4	С2Н6	С3Н8	Изо-	Н-С4Н10	Н2S	Бензин	Дизельное	Остаток
Компоненты	кг/ч	Н2	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	Н-С4Н10	Н2S	Бензин	топливо	Остаток
						С4Н10				топливо

Остаток	156012	-	-	-	-	-	-	-	-	-	156012
Дизельное топливо	26096	-	-	-	-	-	-	-	-	26096	-
Бензин	1502	-	-	-	-	-	-	-	1502	-	-
Углеводородные газы	1314	-	6	22	260	670	356	-	-	-	-
Н2S	4881	-	-	-	-	-	-	4881	-	-	-
ЦВСГ	12941	5551	3378	2161	1229	311	311	-	-	-	-
Холодный ЦВСГ	625	269	163	104	59	15	15	-	-	-	-
Итого	203371	5820	3547	2287	1548	996	682	4881	1502	26096	156012

Таблица 2.42

Материальный баланс однократного испарения газожидкостной смеси в газосепараторе С-1 при 280 0С и 7,1 МПа.

Компоненты

Приход

Расход

газопарожидкостная смесь

газопаровая фаза

жидкая фаза

кг/ч

массовая

кмоль/ч

мольная

кг/ч

массовая

кмоль/ч

мольная

кг/ч

массовая

кмоль/ч

мольная

доля

Н2

5820

0,0287

2910,0

0,7187

5695

0,1985

2848,5

0,8463

125

0,0008

61,5

0,0900

консорциум « Н е д р а».

СН4	3547	0,0174	221,7	0,0548	3367	0,1174	210,4	0,0625	180	0,0010	11,3	0,0165
С2Н6	2287	0,0112	76,2	0,0188	2130	0,0743	70,9	0,0211	157	0,0009	5,3	0,0078
С3Н8	1548	0,0076	35,2	0,0087	1398	0,0487	31,8	0,0094	150	0,0009	3,4	0,0050
Изо-С4Н10	996	0,0049	17,2	0,0042	878	0,0306	15,2	0,0045	118	0,0007	2,0	0,0029
Н-С4Н10	682	0,0034	11,8	0,0029	586	0,0204	10,4	0,0031	96	0,0005	1,4	0,0021
H2S	4881	0,0240	143,6	0,0355	4543	0,1583	133,6	0,0397	338	0,0019	10,0	0,0146
Бензин-отгон	1502	0,0074	13,8	0,0034	1137	0,0396	10,4	0,0031	365	0,0021	3,4	0,0050
Дизельное	26096	0,1283	106,1	0,0262	6706	0,2337	27,3	0,0081	19390	0,1110	78,8	0,1154
топливо	26096	0,1283	106,1	0,0262	6706	0,2337	27,3	0,0081	19390	0,1110	78,8	0,1154
топливо
Остаток	156012	0,7671	513,2	0,1268	2251	0,0785	7,4	0,0022	153761	0,8802	505,8	0,7407
Итого	203371	1,0000	4048,8	1,0000	28691	1,0000	3365,9	1,0000	174680	1,0000	682,9	1,0000

консорциум « Н е д р а».

Сечение сепаратора определяем по формуле:

где VП - объемный расход газовой фазы, м3/с;

Wдоп - допустимая скорость движения газов в сепараторе, м/с.

Коэффициент заполнения сепаратора равен единице.

Объемный расход газовой (паровой) фазы находят по формуле:

V	=	Ni
V	=
П

	S =	V
	S =	П
		П
		1 W
		доп

22,4 Z	C	(t	+
	C
273 3600 P

273) 0,1

где VП -объемный расход паров, м3/с;

ΣNi - число кмолей газовой фазы (5.32), кмоль/ч; t - температура ГПС в сепараторе, 0С;

Zc - коэффициент сжимаемости, Zc=1;

Р - давление ГПС в сепараторе, МПа.

VП	=	22,4 3365,9 1 (280 + 273) 0,1			= 7,1.
		273	3600	P

Допустимую скорость газового потока определяем по формуле:

WДОП	= 0,0334	ж	−		г	,
WДОП	= 0,0334					,

				г
				г

где ж

и г

- плотности жидкой и газовой фазы, кг/м3.

(2.41)

(2.42)

(2.43)

консорциум « Н е д р а».

							ж		= 4	− (t − 20)				,
									20
где ά - температурная поправка;
4	- плотность жидкой фазы при нормальных условиях.
20
			20 =				G Б + G ДТ			+ G ОСТ					,
			4	G					G ДТ			G			,
			4
						Б	+				+		ОСТ
							+				+
				20	(Б)			20 (ДТ)				20 (ОСТ)
				4					4			4
где GБ, GДТ и GОст - расход бензина, дизтоплива и остатка, кг/ч;
4	(Б), 4	(ДТ), 4 (ОСТ) – плотности бензина, дизельного топлива и остатка соответственно, г/см
20	20	20
		4	= 0,893 г/см3,
		20

ρж = 0,893 - 0,000647 · (275-20) = 0,728 г/см3. ρп = 13,3 кг/м3,

(2.44)

(2.45)

W	= 0,0334		728 −13,3			= 0,24
W	= 0,0334					= 0,24
ДОП				13,3
				13,3
	S =		0,6	= 2,5	м2.
	S =			= 2,5	м2.
	1	0,24

Диаметр газосепаратора находим по формуле:

d =	4 2,5	=1,8 м.
	3,14

м/с,

	d =	4 S
	d =

(2.46)

консорциум « Н е д р а».

Принимаем диаметр сепаратора равным 3,0 м.

Находим сечение сепаратора при принятом диаметре по формуле:

S = π·d2/4,

(2.47)

S = 3,14·3,02/4 = 7,1 м2.

Высоту слоя жидкости в цилиндрической части аппарата находим исходя из ее расхода и времени пребывания в газосепараторе с учетом объема полусферы по формуле:

		V - V
Нж	=	п.ссф	,	(2.48)
Нж	=	S	,	(2.48)
		S

где Нж - высота слоя жидкости в сепараторе, м ; τ - время пребывания жидкости в сепараторе, мин, τ =10 мин;

Vж - объемный расход жидкости, м /мин;

Vп.сф.- объем полусферы, м;

S - сечение газосепаратора, м.

Объемный расход жидкой фазы определяем по формуле

Vж	=	G		ж	,
Vж	=				,

			ж
			ж

где Vж- объемный расход жидкой фазы, м3/мин;

Gж- массовый расход жидкой фазы, кг/ч, Gж= 174680кг/ч.

Vж = 239,9 м3/ч = 4,0 м3/мин.

Объем полусферы рассчитываем по формуле:

(2.49)

консорциум « Н е д р а».

	d
	2
Vп.сф =	12	,
	12

где d- диаметр сепаратора, м.

					3,14 3,0	2
	Vп.сф			=	3,14 3,0		= 7,1,
	Vп.сф			=	12		= 7,1,
					12
Н		=	10 4,0 − 7,1				= 4,6 м.
Н	ж	=			7,1		= 4,6 м.
					7,1

(2.50)

Для более полного отделения газа от жидкости рекомендуется расстояние между штуцером ввода газожиткостной смеси в сепаратор и уровнем жидкости принять равным 400 мм, а для отделения капельной жидкости от потока газа расстояние между штуцерами ввода газожидкостной смеси и вывода газа (пара) принять равным 1200 мм + d/2.

Находим высоту газосепаратора:

Н =4,6+0,4+1,2+3,0/2=7,7 м.

Эскиз сепаратора С-1 представлен на рис.2.4.

консорциум « Н е д р а».

Рисунок 2.4

Расчет холодного газосепаратора С-2

Газосепаратор С-2 предназначен для разделения газовой фазы, поступающей из сепаратора С-1. Целью расчета газосепаратора С-2 является определение состава и количество газовой и жидкой фаз и размеров сепаратора.

Условия сепарации:

-Температура 50оС.

-Давление 6,9 МПа.

В сепаратор С-2 поступает газопаровая фаза из сепаратора С-1, поэтому количество компонентов и состав смеси берем из таблицы 2.42. Расчет состава паровой и жидкой фаз в сепараторе С-2 представлен в таблице 2.43.

Материальный баланс газосепаратора С-2 представлен в таблице 2.44.

Таблица 2.43

консорциум « Н е д р а».

Состав паровой и жидкой фаз ГПС в условиях однократного испарения в сепараторе С-2 (температура 500С, давление 6,9 МПа, е = 0,985).

Компоненты	кг/ч	Mi	Ni		i	Ki	Xi	Yi
Компоненты	кг/ч	Mi	Ni		i	Ki	Xi	Yi
Н2	5695	2	2848,5	0,8463		18	0,0477	0,8585
СН4	3367	16	210,4	0,0625		3,2	0,0197	0,0629
С2Н6	2130	30	70,9	0,0211		1,09	0,0194	0,0211
С3Н8	1398	44	31,8	0,0094		0,43	0,0214	0,0092
Изо-С4Н10	878	58	15,2	0,0045		0,25	0,0172	0,0043
Н-С4Н10	586	58	10,4	0,0031		0,174	0,0167	0,0029
Н2S	4543	34	133,6	0,0397		1,5	0,0266	0,0399
Бензин	1137	109	10,4	0,0031		0,01	0,1268	0,0012
Дизельное	6706	246	27,3	0,0081		0,00002	0,5539	0,0000
топливо	6706	246	27,3	0,0081		0,00002	0,5539	0,0000
топливо
Остаток	2251	304	7,4	0,0022		1·10-9	0,1506	0,0000
Итого	28691	-	3365,9	1,0000		-	1,0000	1,0000

Расчет ведем по формулам (2.41) – (2.50).

VП

22,4 3316,5	(50 + 273) 1 0,1	= 0,35
273	3600 6,9

м3/с,

204 = 0,864 г/см3,

ρж = 0,864 - 0,000699 · (50-20) = 0,843 г/см3, ρп = 14,9 кг/м3,

WДОП

	= 0,0334	843 −14,9
	= 0,0334	14,9
		14,9

= 0,25

м/с,

консорциум « Н е д р а».

Таблица 2.44

Материальный балансоднократного испарения газожидкостной смеси в газосепараторе С-2 при 50 0С и 6,9 МПа.

Компоненты		Приход						Расход
	газопарожидкостная смесь					газопаровая фаза				жидкая фаза
	кг/ч	массовая	кмоль/ч	мольная	кг/ч	массовая	кмоль/ч	мольная	кг/ч	массовая	кмоль/ч	мольная
		доля		доля		доля		доля		доля		доля
Н2	5695	0,1985	2848,5	0,8463	5690	0,3028	2846,2	0,8582	5	0,0005	2,3	0,0464
СН4	3367	0,1174	210,4	0,0625	3338	0,1777	209,4	0,0631	29	0,0030	1,0	0,0202
С2Н6	2130	0,0743	70,9	0,0211	2100	0,1118	69,9	0,0211	30	0,0030	1,0	0,0202
С3Н8	1398	0,0487	31,8	0,0094	1343	0,0715	30,7	0,0093	55	0,0056	1,1	0,0222
Изо-С4Н10	878	0,0306	15,2	0,0045	827	0,0440	14,4	0,0043	51	0,0052	0,8	0,0161
Н-С4Н10	586	0,0204	10,4	0,0031	558	0,0297	9,6	0,0029	28	0,0028	0,8	0,0161
H2S	4543	0,1583	133,6	0,0397	4499	0,2394	132,3	0,0399	44	0,0044	1,5	0,0302
Бензин-отгон	1137	0,0396	10,4	0,0031	434	0,0231	4,0	0,0012	703	0,0710	6,4	0,1290
Дизельное	6706	0,2337	27,3	0,0081	-	-	-	-	6706	0,6772	27,3	0,5504
топливо	6706	0,2337	27,3	0,0081	-	-	-	-	6706	0,6772	27,3	0,5504
топливо
Остаток	2251	0,0785	7,4	0,0022	-	-	-	-	2251	0,2273	7,4	0,1492
Итого	28691	1,0000	3365,9	1,0000	18789	1,0000	3316,5	1,0000	9902	1,0000	49,6	1,0000

консорциум « Н е д р а».

S =

Диаметр газосепаратора:

d =

Принимаем диаметр сепаратора равным 1,4 м.

Находим сечение сепаратора

	0,35	= 1,4
	0,25	= 1,4
	0,25

4 1,4 = 1,3

3,14

м2.

м.

S = 3,14·1,42/4 = 1,5 м2.

Определяем объемный расход жидкой фазы:

Vж

=	9902			=11,7 м3/ч = 0,2 м3/мин,
=	843			=11,7 м3/ч = 0,2 м3/мин,
	843
		V		=	3,14 1,4	2	= 0,7 ,


		п.сф			12
					12
Н		ж =	10 0,2 − 0,7				= 0,9 м.
Н		ж =			1,5		= 0,9 м.
					1,5

Находим высоту газосепаратора:

Н =0,9+0,4+1,2+1,4/2=3,2 м.

консорциум « Н е д р а».

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 89 / 239 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете Добыча нефти и газа

#
21.05.2024341.79 Кб4Турбоэкспандер.pdf
#
28.08.20246.11 Mб1Уваровского месторождения.pdf
#
26.05.2024364.47 Кб1установка алкилирования изобутана бутиленами.pdf
#
21.05.2024342.31 Кб2установка легкого гидрокрекинга.pdf
#
21.05.2024342.31 Кб0установка легкого гидрокрекинга_01.pdf
#
17.06.20243.04 Mб29установки гидроочистки вакуумного газойля.pdf
#
17.06.2024625.75 Кб0Устройство для алкилирования изобутана олефинами.pdf
#
21.05.2024299.8 Кб0Химическая технология природных энергоносителей.pdf
#
09.10.20241.27 Mб1Цифровые модели Гаршинское месторождение нефти.pdf
#
21.05.20243.71 Mб0Южно-Ачикулакского месторождения.pdf
#
21.05.20244.37 Mб1Южно-Султангуловского месторождения.pdf