Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Свойства девонской нефти


Угленосная нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Угленосная нефть

Cтраница 3

Установлено, что в процессе совместного движения угленосной нефти и пресной воды по секционному каплеобразователю происходит эффективное обессоливание нефти, а при снижении уровня турбулентности до значения Re 14 000 ( в конце секции канлеоб-разователя диаметром 250 мм) основное количество промывочной воды выделяется в нижнюю часть каплеобразователя.  [31]

Технологический комплекс по подготовке смеси девонской и угленосных нефтей в Самсыкском нефтепарке [13] был пущен в работу по схеме, приведенной на рис. 5.10. Согласно схеме смесь нефтей с обводненностью 36 - 45 %, в коллекторе за 200 м до резервуара N 28 ( 1) смешиваясь с рециркулируемой в него дренажной водой с отстойников ТХУ ( 2) и раствором реагента-деэмульга-тора, поступала на предварительный сброс.  [32]

Установлено, что в процессе совместного движения угленосной нефти и пресной воды по секционному каллеобразователю происходит эффективное обессоливание нефти, а при снижении уровня турбулентности до значения Re 14000 ( в конце секции каплеобразователя диаметром 250 мм) основное количество промывочной воды выделяется в нижнюю часть каплеобразователя.  [33]

Все отмеченные закономерности относятся и к высоковязкой угленосной нефти Чекмагушского месторождения.  [34]

В 80 гг. на Куйбышевский НПЗ начала поступать угленосная нефть Прикамья. Угленосные нефти характеризуются высокой плотностью и вязкостью, высоким содержанием сернистых и асфальто-смолистых веществ, а также повышенным содержанием меркаптанов и сероводорода. В связи с этим на НПЗ возникла проблема исследования, интенсификации и внедрения более экономичных, малоотходных процессов и схем очистки нефтяных фракций от сернистых соединений с максимальным использованием существующего оборудования и катализаторов, выпускаемых отечественной промышленностью. В связи с повышением спроса на топливо ТС-1 разработан и внедрен на НПЗ процесс очистки этого топлива от меркаптанов.  [35]

По общей характеристике чекмагушская нефть угленосной свиты напоминает угленосные нефти северо-западных месторождений и, в частности, арланскую нефть.  [37]

Сравнивая сепарационные свойства девонской нефти Матросовского месторождения и угленосной нефти Чегодаевского, можно заметить, что при одном и том же содержании водной фазы эмульсии девонской нефти образуют менее стойкие пены, чем эмульсии угленосной нефти. Максимальное время разрушения пенной системы при разгазировании нефти и эмульсий Матросовского месторождения не превышало 4 минуты, в то время как пены, образованные эмульсиями Чегодаевского месторождения, разрушались полностью более продолжительное время, а максимальное время разрушения составило около 20 минут.  [39]

Технология обессоливания и технико-экономические показатели установок при подготовке угленосных нефтей значительно отличаются от девонских. Так, например, в Башкирии и Куйбышевской области угленосные нефти обессоливали термохимическим и термоэлектрическим методами при следующих режимных показателях: расход деэмульгаторов - 90 г / т; температура нагрева - 65 - 80 С; расход пресной воды - 15 %; время отстоя 240 мин. Промысловыми исследованиями, выполненными в НГДУ Бавлынефть, Ямашнефть и Сулеевнефть, было установлено, что технология и режимы, широко применяемые при подготовке девонских нефтей, могут быть распространены и на угленосные нефти. Так, при использовании в технологических целях промысловых трубопроводов, а на горячих участках между теплообменниками и отстойной аппаратурой трубчатых комплексов, угленосные нефти можно обезвоживать и обессоливать при следующих режимных параметрах: расход деэмульгатора - 50 г / т, температура нагрева - 60 С, расход пресной воды - 8 % ( по технологии замещения - 2 %), время отстоя - 120 мин.  [40]

Из приведенных данных следует, что при подготовке девонской и угленосной нефти НПУ Туймазанефть ( табл. 9) предлагаемыми реагентами-деэмульга-торами затраты на реагент сокращаются в 2 4 - 2 6 раза по сравнению с применяемой в настоящее время смесью деэмульгаторов диссольвана и НЧК. Поэтому эти реагенты могут быть рекомендованы для подготовки нефти вместо импортного реагента - диссольван.  [42]

Нефть Игровского месторождения по своей общей характеристике напоминает арланскую угленосную нефть.  [44]

Жидкостью-песконосителем и продавочной жидкостью служила также дегазированная девонская или угленосная нефть и нефтемазугаые смеси.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Девонская пластовая вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Девонская пластовая вода

Cтраница 1

Девонская пластовая вода агрессивна по отношению к цементному камню из-за высокого содержания в ней ионов магния. В процессе коррозии происходит обменная реакция между свободной гидроокисью кальция цементного камня и солями магния, растворенными в пластовой воде, что приводит к отложению в цементном камне гидроокиси магния. Кроме того, окись кальция выщелачивается из цементного камня гидролизом и растворением, а также при катионном обмене.  [1]

Опреснение девонской пластовой воды до удельного веса 1 059 - 1 036 Г / см3 не влияет на упругие свойства девонских песчаников. Дальнейшее опреснение пластовой воды приводит к необратимым деформациям песчаников.  [2]

Практика подготовки девонской пластовой воды по закрытой системе показала, что наибольшая эффективность двухступенчатой очистки обеспечивается при параллельной схеме подключения резервуаров первой и второй ступеней.  [3]

Решение этой проблемы связано с возможностью нейтрализации сероводорода, содержащегося в газе, нефти и воде карбонатных отложений, ионами железа девонских пластовых вод и продуктами коррозии нефтепромыслового оборудования.  [4]

Как указывалось выше, данная установка была разработана лично автором и предназначалась для доказательства высокому начальству из Госплана СССР ( П.П.Га-лонскому) о принципиальной возможности выделения брома из девонской пластовой воды. На ней было проведено несколько опытов, два из которых дали 50 5 и 63 4 % выхода Вг2 от его содержания в исходной воде.  [5]

Такие эксперименты были поставлены на образцах девонских песчаников Ромашкинского месторождения. Предварительно отмытые от нефти и гидрофилизо-ванные образцы были под вакуумом насыщены моделью девонской пластовой воды, содержащей соли NaCl, СаС12 и MgCl2 в пропорции, близкой к среднему составу пластовой воды.  [6]

Реакция гидролиза ускоряется с увеличением минерализации воды к с повышением ее температуры. Например, по Б. Г. Логинову, при температуре 130 С и давлении 10 МПа в течение одного часа в объеме 1 м3 девонской пластовой воды плотностью 1180 кг / ма в результате гидролиза может образоваться 160 кг белого мучнистого осадка гидроокиси магния.  [7]

В нефти гипан не коагулирует, после прекращения перемешивания смесь сразу расслаивается. В целях установления влияния среды на состояние коагулята гипана были проведены исследования по определению прочности его на сжатие при длительном хранении в девонской пластовой воде.  [8]

Ряд деэмульгаторов являются стимуляторами коррозии, в некоторых агрессивных средах они размывают защитные пленки ингибиторов коррозии и приводят к выходу из строя водоводов. Поиск эффективных ингибиторов коррозии продолжается. В НГДУ Первомайнефть скорость коррозии составляет по девонской пластовой воде 0 35 мм в год, по угленосной пластовой воде - 0 7 мм в год.  [9]

Причиной снижения проницаемости является также физико-химическое взаимодействие фильтрата и содержащихся в нем солей и ПАВ с минерализованными пластовыми водами и углеводородами. При таком взаимодействии возможно выпадение твердого осадка нерастворимых солей, асфальтено-смолистых веществ и парафина, которые сужают эффективное сечение поровых каналов и закрывают часть пор. Например, твердый осадок образуется при взаимодействии фильтрата пресного глинистого раствора, обработанного ионоген-ными ПАВ ( сульфонол, сульфонафтеновые соли и др.), с минерализованной девонской пластовой водой нефтяных месторождений Урало-Поволжья вследствие частичного высаливания ПАВ.  [10]

Использование гипана основано на его способности при контакте с электролитами, содержащими катионы поливалентных металлов: кальция, магния, алюминия, железа и др., высаливаться или образовывать комплексные соединения. С катионами кальция образуется плотная эластичная масса, а с катионами алюминия при одинаковой концентрации формируется хлопьевидный осадок. При смешивании девонской пластовой воды с однопроцентным раствором гипана плотностью 1060 - 1070 кг / м3 образуется хлопьевидный осадок, при концентрации гипана 8 - 17 % - эластичная масса, а при 30 - 50 % - твердый осадок.  [11]

Они предложили бурить УКС ( усовершеиственную конструкцию скважин), суть которой - обсадка колонной и цементирование только эксплуатационного интервала, то есть на 150 - 200 м от башмака. Успели пробурить 50 скважин, подсчитать экономию металла, цемента, трудовых затрат, получить огромные премии. Затем с великим трудом и немалой затратой средств эти укороченные скважины были ликвидированы. Только в 1975 г. после неоднократных настоятельных обращений и выступлений о недопустимости такой хищнической разработки нефтяных месторождений было принято решение об обсадке колонной и подъеме цемента в бурящихся скважинах до устья. Но к тому времени уже было пробурено только на Туймазинском нефтяном месторождении более 3000 скважин. В те же годы вместо портландцемента со сроком амортизации 25 - 30 лет, как полагается, стали использовать дешевый цемент МЦт-200, срок амортизации которого составляет 7 - 10 лет. Туймазинское месторождение разрабатывается уже более 50 лет. Разрушаются залежи нефти верхних горизонтов, загрязняются пласты питьевой воды. Поскольку температура девонских пластовых вод около 40 С, а температура пластов питьевой воды уфимского и казанского ярусов 5 - 6 С, то из поднимающегося по затрубному пространству перенасыщенного раствора соль сбрасывается в пласты верхних горизонтов, / фугой причиной осолонения почвы и грунтовых вод являются порывы водоводов.  [12]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Угленосная нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Угленосная нефть

Cтраница 4

Из представленных данных следует, что с увеличением доли угленосных нефтей в смеси прочности пленок также возрастают.  [47]

Итак, режимные технико-экономические показатели процессов обезвоживания и обессоливания угленосных нефтей месторождений Татарии на типовых установках отличаются от девонских в 1 2 - 2 раза. Однако при одинаковых коэффициентах кратности режимных показателей ( К1 2 - т - 2) себестоимость подготовки угленосных нефтей в различных нефтедобывающих районах ( Башкирии, Татарии и др.) неодинаковая. Это несоответствие объясняется тем, что в зависимости от физико-химических свойств добываемых угленосных нефтей и обводненности подготовка их осуществляется при различных основных режимных параметрах: температуре нагрева, расходе реагента и воды, времени отстоя. При этом не-ббходимо также отметить, что при одинаковых проектных решениях себестоимость подготовки угленосной нефти всегда больше, чем. Поэтому для значительного снижения себестоимости подготовки угленосной нефти и частичной нейтрализации разницы по сравнению с девонской необходимо принимать в проектах наиболее эффективную технологию подготовки нефти - совмещенную. Опыт подготовки вязких сернистых нефтей на промыслах Татарии и Башкирии показал, что наиболее эффективно осуществлять предварительное обезвоживание методом трубной деэмульсации. Так, в работе [238] показано, что себестоимость обезвоживания нефти этим методом на Арланском месторождении составила всего 6 4 коп / т, против 12 8 коп / т при обезвоживании ее на термохимической установке.  [48]

Для нефтей северо-западных районов Башкирии, одной из которых является новохазинская угленосная нефть, многоступенчатая сепарация газа не может быть применена ввиду ограниченного количества фонтанных скважин низкого давления на их головках и кратковременного периода фонтанирования.  [49]

Следует отметить, что в Туймазанефти был осуществлен раздельный сбор девонской и угленосной нефти, позволивший без смешивания транспортировать жидкости, содержащие разные по физико-химическим свойствам нефти. До настоящего времени угленосная и девонская нефти собираются и перерабатываются раздельно.  [50]

С целью выяснения возможности разрушения обработанной реагентом непосредственно в трубопроводе эмульсии угленосной нефти в лабораторных условиях были проведены соответствующие исследования, моделирующие движение нефти по промысловым коммуникациям от дожимной насосной станции Новобав-линской площади до товарного парка на расстоянии 17 км в течение 8 - 12 часов.  [51]

О некоторых факторах влияния на процесс образования сульфида железа при добыче угленосной нефти / / Нефть Татарстана.  [52]

Большие потенциальные возможности снижения расхода промывочной воды имеются и при обессоливании угленосной нефти.  [53]

Бензины из арланской угленосной, ново-хазинской, юсуповской, николо-березовской и других угленосных нефтей этого района малосернистые.  [54]

Апробация методики прогнозирования вида осадкообразования была проведена в других регионах добычи угленосной нефти Урало-Поволжья.  [55]

Следует обратить внимание и на то обстоятельство, что остаточная прочность пленок для угленосной нефти при воздействии реагента оказывается намного выше, чем для девонской.  [56]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Сергеевская нефть девонского горизонта - Справочник химика 21

    СЕРГЕЕВСКАЯ НЕФТЬ ДЕВОНСКОГО ГОРИЗОНТ  [c.145]

    С сергеевской нефти девонского горизонта. [c.146]

    Сергеевская нефть девонского горизонта по своим физико-хими-ческим свойства] отличается как от высокосернистых нефтей северо-западных месторождений, так и от туймазинской нефти по содержанию серы, плотности, количеству и характеру асфальтово-смолистых веществ (табл. 1). [c.4]

    В 1961 г. недалеко от Уфы были пробурены скважины, давшие промышленный приток нефти с девонского горизонта. В Башкирии было открыто еще одно новое месторождение нефти — Сергеевское. В 1962 г. была начата переработка этой нефти на действующих заводах. [c.4]

    Для получения дизельного топлива типа летнее пригодны туймазинская девонская и шкаповская нефть горизонта Д-1У при неполном отборе от потенциала товарное дизельное топливо можно получить из шкаповской нефти горизонта Д-1 и сергеевской девонской нефти. Дистилляты дизельного топлива из всех других нефтей имеют повышенное содержание серы — более 1% (табл. 4), [c.12]

    Из туймазинской нефти в промышленных условиях получают базовые дистил-лятные и. остаточные масла, потенциальное содержание которых составляет 15% на нефть (с индексом вязкости 85). Выход масел с индексом вязкости 85 иа других сернистых и высокосернистых нефтей Башкирии значительно ниже. Так, потенциальное содержание базовых масел в шкаповской товарной нефти, пред-ставляюш ей смесь нефтей девонского горизонта пластов Д1 и Д] в соотношении 80 и 20% соответственно, составляет 13,7% на нефть. Из сергеевской нефти выход базовых масел с индексом вязкости 83—85 равен 12,2%, а из игровской и юсуповской нефтей — с индексом вязкости 83—ПО и одержанием серы до 1— 9,5 и 9,8% соответственно. [c.294]

    Перерабатывать нефть Сергеевского месторождения девонского горизонта возможно совместно с нефтями типа ромашкинской но обычным топливным схемам. [c.7]

chem21.info

Переработка девонской нефти — курсовая работа

 

ΔQ=Qп-Qр=6945,016-6945,018=0,002 кВт.

Дисбаланс тепла компенсируется изменением расхода орошения в процессе эксплуатации колонны

 

 

7.4 Расчет диаметра колонны

 

Диаметр колонны можно определить по уравнению [15]:

D= ,

Где Gп – объемный расход паров, м3/с

 Vл - допустимая линейная скорость паров, м/с.

Для расчета диаметра ректификационной колонны необходимо определить объемный расход паров (м3/с) в тех сечениях колонны где они образуются. 

Объемный расход паров [15]:

Gп = 22,4∙Т∙0,101∙∑ (Gi/Мi)/(273∙Р)/3600,

где Т – температура системы, К;

Р – давление в системе, МПа;

Gi – расход компонента, кг/ч;

Мi – молекулярная масса компонента кг/кмоль.

 

Определение объемного расхода паров в точке ввода сырья:

Температура в точке ввода сырья 1400С

Давление в точке ввода сырья 350 кПа

Расход паров 16890 кг/ч

Молекулярная масса паров 88,99 кг/кмоль

Тогда объёмный расход паров:

Gп=22,4∙(140+273)∙0,101∙(16890/(3600∙88,99))/(273∙0,350)=0,516 м3/с,

 

Определение объемного расхода паров в точке ввода горячей струи:

Температура в точке ввода горячей струи 2000С

Давление в точке ввода горячей струи 356 кПа

Расход паров 10756 кг/ч (табл. 7.3)

Молекулярная масса паров 100,6 кг/кмоль

Тогда объёмный расход паров:

Gп=22,4∙(200+273)∙0,101∙(10756/(3600∙100,6))/(273∙0,356)=0,327 м3/с,

 

Определение объемного расхода паров в точке вывода паров дистиллята:

Температура в точке вывода паров дистиллята 93,50С

Давление в точке вывода паров дистиллята 341 кПа

Расход паров: фр нк-70оС+орошение 7500+15000=22500 кг/ч (табл. 7.3).

Молекулярная масса паров 76,5 кг/кмоль

Тогда объёмный расход паров:

Gп=22,4∙(93,5+273)∙0,101∙(22500/(3600∙76,5))/(273∙0,341)=0,73 м3/с,

 

Дальнейшее определение диаметра производим по максимальному расходу паров т.е. Gп=0,73 м3/с.

 

Допустимая линейная скорость паров [15]:

 

Vл= (0,305*С*Ö(ρж – ρп)/ ρп )/3600,

где С – коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками и условий ректификации; С=300   [15];

ρж , ρп – абсолютная плотность соответственно жидкости и паров, кг/м3.

а) Плотность жидкой фазы

r1515 = 1,03∙М/(44,29+М),

где М – молярная масса паровой фазы, кг/кмоль.

r1515 = 1,03∙76,6/(44,29+76,6)=0,6526

r493,5=r1515-(93,5-15)∙a=0,6526-93∙0,000962= 0,5771

rж(93,5°С)= 577,1 кг/м3

б) Плотность паровой фазы

rп=rо∙Т0∙Р/(Т∙Р0)  [15],

где rо – плотность пара при нормальных условиях, кг/м3

rп=76,6∙273∙0,341/(22,4∙381∙0,101)=0,86 кг/м3

Получаем,

Vл= 0,305∙300∙Ö((577,1-0,86) / 0,86) /3600=0,66 м/с

Соответственно диаметр колонны равен:

D =

По ГОСТ 21944-76 принимаем диаметр 1,3 м.

    1. Расчет высоты колонны

 

Рис. 6. К расчету высоты колонны четкой ректификации.

 

h2 = ½D=½∙1,3=0,65 м

h3=(nв-1)∙hт=(36-1)∙0,25=8,75 м

h4= hт∙3=0,25∙3=0,75 м

h5=(nн-1)∙ hт=(24-1)∙0,25=5,75 м

h5=1,5 м

Высоту слоя жидкости в нижней части колонны рассчитывают по её запасу на 10 минуты, необходимому для обеспечения нормальной работы насоса. Принимая запас на 600 с, объем кубового остатка с учётом расхода горячей струи составит:

V=(Gк+Gгс)∙600/3600r

Где r - плотность кубового остатка при температуре внизу колонны, кг/м3:

r=(0,7151-0,000884∙(154-15))∙1000=679,7 кг/м3

тогда

V=(24286+5621)∙600/(3600∙679,7)=7,33 м3

Площадь поперечного сечения колонны:

S=pD2/4=0,785∙1,32=1,33 м2

тогда

h6=V/S=7,33/1,33=5,6 м.

Высоту юбки h7 принимают, исходя из практических данных, равной 4 м.

Общая высота колонны составляет:

H=h2+ h3+ h4+ h5+ h5+ h6+ h7 =0,65+8,75+0,75+5,75+1,5+5,6+4=27,00 м

 

 

8    Расчет полезной тепловой нагрузки печи атмосферного блока

 

Печь атмосферного блока для нагрева и частичного испарения отбензиненной нефти подаваемой в колонну К-2 и «горячей струи» для подогрева низа колонны К-1. В расчете используем доли отгона, найденные с помощью ПЭВМ. Количество теплоты Qпол.(кВт), затрачиваемой на нагрев и частичное испарение отбензиненной нефти, определяется по формуле [12]:

Qпол.=Gc∙(е∙Нt2п+(1-е)∙ Нt2ж- Нt1ж)/3600,

где Gс – расход сырья, кг/ч;

е – массовая доля отгона отбензиненной нефти на выходе из печи;

Нt1ж, Нt2ж, Нt2п – энтальпия жидкой и паровой фаз отбензиненной нефти при температурах на входе (t1) и выходе (t2) из печи, кДж/кг.

Зададимся следующими данными для расчета:

- температура нефти на входе  в печь- 260 оС;

- температура выхода «горячей  струи» в К-1 – 330 оС;

- температура выхода нефти в  К-2 – 360 оС;

- давление в колонне К-1 – 350 кПа;

- давление в колонне К-2 – 150 кПа;

- расход «горячей струи» в К-1 (30% на сырье) – 329500∙0,3=98850 кг/ч;

Таблица 8.1. - Для нахождения доли отгона в печи атмосферного блока

Номер компонента

Компоненты, фракции

Массовая доля компонента в нефти, xi

Массовая доля компонента в смеси, xi

11

105-140°С

0,0216

0,0233

12

140-180°С

0,046

0,0499

13

180-210°С

0,039

0,0423

14

210-310°С

0,138

0,1496

15

310-360°С

0,072

0,078

16

360-400°С

0,061

0,0661

17

400-450°С

0,064

0,0694

18

450-500°С

0,062

0,0672

19

>500°С

0,419

0,4542

 

Итого:

0,9226

1,0000

Найденные доли отгона:

Поток в К-1

 

                  Peзультaты pacчeтa:

 

Мaccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .1237363666296005

Мoльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .2630500495433807

Мoлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 326.7590942382812

Мoлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 388.5292358398438

Мoлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 153.7045288085938

 

- энтальпия паровой фазы отбензиненной  нефти на выходе из печи  в колонну К-1 (3300С):

r1515=1,03∙М/(44,29+М)=1,03∙154/(44,29+154)=0,7999;

Нп=b∙(4 - r1515) – 308,99=425,15∙(4 – 0,7999) – 308,99=1051,52 кДж/кг;

- энтальпия жидкой фазы отбензиненной  нефти на выходе из печи в колонну К-2 (3300С):

r1515=1,03∙М/(44,29+М)=1,03∙339/(44,29+339)=0,9110;

Нж =а/(r1515)0,5=742,00/0,91100,5=777,40 кДж/кг

- энтальпия жидкой фазы отбензиненной  нефти на входе в печь при температуре 2600С (температура куба колонны К-1):

=0,9752+0,00270=0,9779

Нж =а/(r1515)0,5=533,75/0,97790,5=539,75 кДж/кг

Qпол. К-1= 98850∙(0,124∙1051,52+(1-0,124)∙777,40-539,75)=26,852∙106 кДж

 

Поток в К-2

                  Peзультaты pacчeтa:

 

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .3821409940719604

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .6407902240753174

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 326.7590637207031

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 562.0350952148438

Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 194.8656921386719

 

 

- энтальпия паровой фазы отбензиненной  нефти на выходе из печи  в колонну К-2 (3600С):

r1515=1,03∙М/(44,29+М)=1,03∙195/(44,29+195)=0,8394;

Нп=b∙(4 - r1515) – 308,99=450,76∙(4 – 0,8394) – 308,99=1115,70 кДж/кг

- энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи в колонну К-2 (3600С):

r1515=1,03∙М/(44,29+М)=1,03∙562/(44,29+562)=0,9548;

Нж =а/(r1515)0,5=827,81/0,95480,5=847,20 кДж/кг

- энтальпия жидкой фазы отбензиненной  нефти на входе в печь при  температуре 2600С (температура куба колонны К-1):

=0,9752+0,00270=0,9779

Нж =а/(r1515)0,5=533,75/0,97790,5=539,75 кДж/кг

 

Qпол.К-2= 329500∙(0,382∙1115,70+(1-0,382)∙847,20-539,75)=135,101∙106 кДж

Теплопроизводительность трубчатой печи (Qп, МВт) определяется по уравнению [12]:

Qп= (Qпол.К-1+ Qпол.К-2)/η,

где η – КПД печи, равное 0,85   [12].

Qп=(26,852+135,101)∙106/(3600∙0,85)=52926 кВт

 

 

 

9 РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ (ЭВМ)

В ТЕПЛООБМЕННИКЕ «НЕФТЬ-ДТ»

 

Произведём расчёт коэффициента теплопередачи теплообменника Т-204 с помощью программы “Ktepper”. Для этого на основании количества и свойств нефти и ДТ подготовим исходные данные для расчёта.

 

Расход теплоносителей:

Gн=357143∙0,5=178571,5 кг/ч — расход нефти, теплоноситель 1.

Gдт=357143∙0,1613=57607 кг/ч — расход ДТ через теплообменник по одному потоку, теплоноситель 2;

 

Средние температуры теплоносителей:

  

Физические свойства теплоносителей:

 – относительные плотности  нефти:

- относительные плотности ДТ:

определим кинематические вязкости:

 и  — для нефти, тогда можно составить систему уравнений из формулы       и определить A и B.

отсюда  .

 и  — для ДТ, тогда можно составить систему уравнений из формулы   и определить A и B.

отсюда  .

Принимаем кожухотрубчатый теплообменник в соответствии с ГОСТ 15122–79 [13]. Заносим необходимые данные в таблицу 9.1.

 

таблица 9.1 исходные данные для расчёта коэффициента теплопередачи

 

Наименование параметра

размерность

значение

средняя температура ДТ в трубном пространстве

  1. К

450,5

плотность ДТ в трубном пространстве при 288 К

кг/м3

863,3

плотность ДТ в трубном пространстве при 450,5 К

кг/м3

749,7

вязкость ДТ в трубном пространстве при 450,5 К

м2/с

0,00000034

средняя температура нефти в межтрубном пространстве

К

356,5

плотность нефти в межтрубном пространстве при 288 К

кг/м3

892,8

плотность нефти в межтрубном пространстве при 356,5 К

кг/м3

842,6

вязкость нефти в межтрубном пространстве при 356,5 К

м2/с

0,00000615

внутренний диаметр труб

м

0,021

Наружный диаметр труб

м

0,025

толщину стенки труб

м

0,002

количество труб на поток

шт.

51

площадь проходного сечения в вырезе перегородки

м2

0,045

площадь проходного сечения между перегородками

м2

0,040

коэффициент теплопроводности материала труб

вт/м•к

17,5

расход ДТ в трубном пространстве

кг/ч

57607

расход нефти в межтрубном пространстве

кг/ч

178571,5

yaneuch.ru