Мұнайдың комплекстік құрамы | Скачать Дипломдық жұмыс

В дипломном проекте в качестве объекта исследования рассматривается

Кіріспе

7

насосный агрегат дожимной насосной станции. Разработан визуалный экран
управление оператора насосного агрегата. В проектной работе был проведён
анализ программных сред, с целью выбора наиболее подходящей среды для
создания автоматизированной обучающей системы, и выбрана среда
графического программирования TraceMode компании Adastra Разработано
алгоритм работы визуалной програмной обеспечений.
Кроме того, выполнены задачи технико-экономических показателей по

индивидуальному заданию, решен ряд заданий
по безопасности

жизнедеятельности.

Аңдатпа

Дипломдық жобаның зерттеу нысаны ретінде cығу сорғы станциясының
сорғы агрегаты қарастырылады. Сорғы блогының жұмысын көрсету үшін
оператордың басқару визуалды экранын жасау. Бұл жобаны әзірлеу
барысында АБЖ үшін ең тиімді ортаны таңдау мақсатымен бағдарламалық
ортаның талдауы жүргізілді және Adastra компаниясының Trace Mode
графикалау бағдарламалау ортасы таңдалды.Визуалдық бағдарлама
алгоритмін жасау.
Жеке тапсырма бойынша техника-экономикалық көрсеткіштері
есептелген, сонымен қатар өміртіршілік қауіпсіздігі мәселелері бойынша
бірқатар есептердің шешімі келтірілген

Мазмұны

1-Бөлім.Әдеби бөлім
1.1 Қысқаша тарихи мәлімет
1.2 Мұайды өңдеуге дайындау
1.3 Жинақтау және дайындау туралы жалпы мәліметтер
2-Бөлім.Сығу сорғы станциясы.
2.1 Сығу сорғы станциясының процесінің негізгі технологиясы
2.2 Сығу сорғы станциясының материалдық балансын есептеу
2.3 Сығу сорғы станциясын басқару сипаттамасы.
2.4 Қысым өлшеу құралдарын таңдау
2.4.1 Мойын тіректің температурасын өлшейтін құрал таңдау
2.4.2 Ғимараттың температурасын өлшеу құрылғысын таңдау
2.4.3 Діріл датчиктерін таңдау
2.4.4 Газданудың сигнал берушісін таңдау
2.4.5 Контроллер таңдау
3-Бөлім.Автоматтандырылған басқару жүйесі жұмысының
алгоритмдерін әзірлеу және TRACE MODE графикалық бағдарламалау
ортасында визуалдау.
3.1 Параметрлерді бақылау және БН-11 мұнайын ішкі айдайтын
насосты басқару аглоритімінің қисынды сипаттамасы
3.1.1 Блогты ғимараттардың авариялық дабылын басқару алгоритімінің
қисынды сипаттамасы
3.1.2 Соратын желдеткіш параметрлерін бақылау және басқару
алгоритімінің қисынды сипаттамасы
3.2 Визуалдық бағдарламаны жасауға арналған бағдарламаны таңдау
және оператордың визуалды экрандарды жасау
3.3 Жүйенің өлшеу каналдарының сенімділігін анықтау
4 Бөлім. Техника — экономикалық бөлімі
4.1 Бизнес жоспар
4.2 Капиталды шығындарды есептеу
4.3 Жылдық эксплуатациялық шығындарды есептеу
4.4 Экономикалық өнімділікті есептеу
5 Бөлім. Өміртіршілік қауіпсіздігі
5.1 Өндірісітік шудың жоғары әсерінен сақтау
5.2 Жерге тұйықтау қондырғысын орнату
Қорытынды
Қысқартылғын сөздер тізімі
Әдебиеттер тізімі
Қосымша А
Қосымша Б
Қосымша В
Қосымша Г

8
8
11
12
14
14
17
29
30
32
33
33
34
34

37

37

38

38

38
44
47
47
48
51
53
54
54
56
61
62
63
64
65
66
71

Кіріспе

Соңғы 10-15 жылда мұнай және газ өнеркәсіптерінде өзгерістер болып
жатыр. Мұнай газ саласында автоматтандырусыз технологиялық процесстер
жүргізілмейтіні белгілі. Шынында да негізгі технологиялық процесстерді
бақылап,басқарып, олардың ауытқуын қадағалау керек. Бөлек агрегаттарды
қашықтықтан қосып өшіріп, тиектерді ашып жауып, алдын ала есептелген
есептеулерге сүйене отырып, жұмыс режимін сақтай білу керек.
Өндіріске микропроцессорлардың, дербес компьютердердің,қолданбалы
программалы қамтамасыздандырулардың арқасында автоматтандыру жүйесі
түгелдей өзгерді.
Микропроцессорлық құрылғылармен олардың функцияларын кеңейту
арқылы , былайша айтқанда Инетелктуалды датчиктер құрастыру мүмкін
болды.Жаңа өлшеу құралдары ультрадыбыс, электромагнитті, радарлы және
ультрадыбысты деңгей өлшегіштер пайда болды
Бағдарламаланатын логикалық контроллердің автоматтандыру

жүйелерінде пайда болуы
дамудың тағы бір қадамы болып

табылды.Алғашында БЛК белгіленуі қосып-өшіру функциясы
болса,кейіннен автоматты реттеу, реттеудің стандартты ережелерін іске
асырады.
Әрине, жаңа техниканың шығуымен оны игеру мәселесі де шықты. БЛК
құрастырылған алгоритмге сәйкес бағдарламалау керек болды. Шешімі
автоматтандыру саласындағы мамандарға белгілі,арнайы бағдарламалау
әдістерінде табылды.
Автоматтандырудың жаңа техникалық құрылғыларының сан
алуандығына қарамастан, операторлар мониторларында маңызды деген
технологиялық процесстердің мнемосхемасымен технологиялық параметрлер
көрсетілетін, заманауи басқару пультерімен жұмыс жасайды. Мұндай
экрандық пішіндерді арнайы операторлық интерфейстің бағдарламалық
бумасымен жасайды. Белгіленген регламентпен нұсқауларға сәйкес оператор
технологиялық процестің жүру барысына,өз мүмкіншілігін ше араласа алады.
Жұмыс мақсаты сығу сорғы станциясының сорғы агрегаттарын
автоматты басқаруды ұйымдастыру. Бұл мақсатқа жету үшін келесі есептерді
шешу керек:
1. Тақырып бойынша анализ жасау.
2. Мұнайды өңдеу және тасымалдау.
3. Қысым датчигін таңдау.
4. Контроллер таңдау.
5. Программа ортасын таңдау.
6. Сорғы агрегатының орындалу алгоритмін құру.
7. Сорғы агрегатының визуалды интерфейсін құру.
8. Жүйенің өлшеуші каналының сенімділігін есептеу.
9. Экономикалық тиімділігін есептеу.
10. Өміртіршілік қауіпсіздік бөлімі.

1-Бөлім. Әдеби бөлім

1.1 Қысқаша тарихи мәліметтер

Мұнай мен газдың тау жыныстарынан бөлінуі туралы ойлар әртүрлі
дәуірдегі қол жазбаларда кездеседі. Геродот (біздің дәуірге дейінгі 5 ғасырда)
Плутарх, Плиний (біздің дәуірге дейінгі1 ғасырда) және басқа ғалымдардың
еңбектерінде мұнайдың кен орындарының Өлік теңіз жағасында, Сирияда,
Персияда, Индияда, Жерорта мен Каспий жағалауында және Амударья
жағалауында барлығы келтіріледі.
Ерте заманнан бастап мұнайды отын және жарық аллу үшін
пайдаланған. Жарық шыраққа шикі мұнай құйылатын болғандықтан оның ең
тиімдісі жеңіл мұнай болған. Уақыт өткен сайын жеңіл мұнай жетпей, ауыр
мұнайды айдап шыраққа отын ала бастады. Сондай қарапайым мұнайды айдау
қондырғылары орта ғасырларда (16-ғасыр) Закавказда, Батыс Украйнада, Ухта
өзенінің бойында пайдаланды. 1821-1823 жж. Солтүстік Кавказда Моздок
қаласының аймағында аға-інілі Дубининдер бірінші болып мұнайды айдаудың
өндірістік қондырғысын іске қосты.
Англияда мұнайды айдауды 1848 ж. бастады, ал АҚШ-та Татусвилле
қаласында (Пенсильвания штатында) бірінші айдау қондырғысы 1860 ж. іске
қосылды.
Бірінші айдау қондырғыларындағы негізгі аппарат, оқтын-оқтын
істейтін, куб болып саналады, ал алатын бірден бір мақсатты өнім жарық
керосині болды. Жеңіл бензин фракциясын және ауыр қалдықты — мазутты,
басқа пайдалану жолы болмағандықтан, жағып жіберетін. Бірінші мұнай
зауытын Бакуде кен инженері Восбоиников 1837 ж. іске қосты.
Оқтын-оқты жұмыс істейтін кубтарды 19-ғасырдың 80-жылдары орыс
инженерлері А.Ф.Инчик, В.Г. Шухов және Н.Н. Елин ойлап тауып іске
асырған үздіксіз жұмыс істетін куб батарейлері ауыстырды. 1876 ж. сұйық
отынды жағу үшін форсунканы ойлып тапты, бұл бу қазандары үшін отын
есебінде мазутты пайдалануға мүмкіндік береді. Сол жылы орыстың ұлы
ғалымы Д.И.Менделеев мазуттан майларды алудың мүмкін екендігін
дәлелдеді. Осының нәтижесінде мұнай майлары осыған дейін кейбір
салаларда пайдаланып келген өсімдік және мал майларын ығыстыра бастады
да Ресейде, АҚШ-та және басқа кейбір мемлекеттерде мұнайдан майлар
өндіретін зауыттар салына бастады.
1890ж. В.Г. Шухов және С.П. Гаврилов үздіксіз жұмыс істейті құбырлы
мұнай айдау қондырғысын жасағандарына патент алды. Бұл қондырғы отпен
қыздыратын иілген құбырдан, буландырғыштан, ректификациялаушы
колоннадан және жылу алмастырушы аппараттан тұрады. Бұл қондырғы
қазіргі мұнайды айдау қондырғысындай еді. 1910ж. кейін мұнайды үздіксіз
айдау қондырғыларын барлық елдерде де көп қолдана бастады.
ХХ ғасырдың бірінші жартысындағы мұнай өндеу технологиясының өсу
жолдары. Мұнай өндеу өндірісінің өсуінің бастапқы дәуірі мұнайды алғашқы
бірінші айдау әдістерін пайдаланумен сипатталады, мұнда мұнайдың оның

құрамындабастапқы бар заттарды ғана бөлді. Одан әрі бензин, керосин, дизель
отыны сияқты өте құнды өнімдердің шығымын арттыру үшін тағы да олардың
сапасын көтеру мақсатында, мұнай өнімдері екінші өңдеу процестеріне өткізе
бастады. Екінші процестер, мұнайды алғашқы айдаудан алынға өнімдерді
өндеуді әртүрлі термиялық және химиялық әдістерді қолданумен
сипатталады.
Дүние жүзі бойынша мұнай өндеу көлемі соңғы жылдары, оың өндіру
қарқынына пропорционады өзгеріп келді.
1960-1970 жж. жақын Шығыс және Латынамерикалық арзан
мұнайлардың көптігінен, МӨЗ-дың қуаттары дүние жүзі бойынша күшті
қарқынмен, онымен қатар мұнай өңдеу көлемі де өсті. Дүние жүзілік мұнай
өндеу саласында сандық және сапалық секірістер 1970-1980 жж. яғни мұнай
құнының күрт өзгермеумен және соның әсерінен, оны өндірудің азаюымен
байланысты болды. Мұнайды өңдеудің көлемі жағынан жетекші рөл АҚШ-қа
тән. Бұл елде мұнай өндеу терендігі өте жоғары(86) және негізінен бензин
өндіруге (47% мұнайға) бағытталған. Канаданың да мұнай өңдеудегі
көрсеткіштері АҚШ көрсеткіштеріне ұқсас және жақы.
Бұл кездерде бұрыңғы КСРО-да мұнай (газ конденсатын) өндіру және
өндеу жоғары қарқынмен өсуде болды. Батыс Сібірде, Қазақстанда үлкен
мұнай кен орындарының іске қосылып, көп мұнай бере бсатағандығынан,
батыс және солтүстік батыс аудандарда жаңа мұнай өңдеу өндірістері —
Белоруста Жаңаполоц және Мозыр, Литвада — Мажей, Украйнада —
Кременчук, Санкт-Петербург облысында Кириш, Қазақстанда — Шымкент
және Павлодар, Түркменияда — Красновод, Чарджоу және басқа жаңа МӨЗ
іске қосылды, кейбір бұрыңғы зауыттар күрделі жаңартудан өтті. Мұнай
өңдеудегі үлкен жетістік Еділ-Орал және Қазақстандағы мұнайлы аудандарда
өндірілген күкіртті, жоғарлы шайырлы және парафинді мұнаиларды өңдеудің
жаңа технологиясын жасау және игеру болып саналады.
Мұнай өңдеуде жаңа процестер, каталитикалық ктекинг, платина
катализаторын пайдаланып каталитикалық риформинг, әртүрлі дистиляттарды
гидротазалау іске асырыла бастады. Сының нәтижесінде мұнай өнімдерінің
сапасы артты, мотор отындарын және органикалық синтезге қажетті
көмірсутекті шикі зат өндіру өсті. Өндіріс көлемінде пайдаланушы мқнай
шикі заттары жасанды май қышқылдарын, жасанды спирт, полиолефиндер,
жасанды талшықтар, жсанды каучук, минералды тыңайтқыштар өндіру
мақсатында кең өріс лды. Мұнаи шикі затын пайдалану, бұрын техникалық
мақсатта қолданылып келген көп азықтық заттар (бидай, картоп, майлар), бұл
мақсаттан босады.
1970 жылдары мұнай ңдеуде үлкен қуатты және құрастырма
қондырғылар іске қосыла бастады. Қуаты 1-2 млн.тж мұнайда атмосфералық
айдау қондырғыларының орнына қуаты 6-8 млн.тж құрастырма, мұнайды
тұздардан айыру, алғашқы айдау және мұнай дистилляттарын екінші кезекте
өңдеуге қажетті процестері бар қондырғылар салына бастады; қуаты 300
мың т каталитикалық риформинг қондырғысы орнына 600-1000 мың тж
өңдейті қондырғылар істей бастады.

ЛК-6У құрастырма жүйесінде технологиялық процестерді
құрастырудың тиімділігі оларды пайдалануда дәлелденді. Екі ЛК-6У
жүйесінен тұратын зауыт сал, қуаты сондай, бірақ қондырғылары өз алдына
тұрған зауытпен салыстырғанда, металл шығыны 2,6 есе, ал капиталдық
салымды 24% қысқартады, еңбек өнімділігі екі есе арттырады. Осындай 8 ЛК-
6У қондырғылары алты МӨЗ құрамында салынды.
Бұрыңғы КСРО-да 1980 жылдардың ортасында мұнай өндіру деңгейі
тұрақтанды (1985ж. 595 млн. т мұнай өндірілді). Бұл қайта түзілмейтін, қоры
шектеулі, өте құндышикі заты толық және терең өңдеп пайдалануды талап
етті. Сонымен қатар, кейбір бұрын мұнайдың көп мөлшерін өңдеп келген
алқаптарда (Орал және Поволжье, Апшерон түбегі, Украина) оны өндіру
көлемі азайды, ал Батыс Сібірде тұрақтанып барып, кейін өндіру көлемі кеми
бастады. 1986-1990 жж. Каспий жағалауындағы терең су астындағы мен
континентальді шельфтердегі мұнай газ кен орындарын игере бастады. Жаңа
аудандарда мұнай өндіру қоны, әсіресе шельфте, қазіргі құнынан жоғары
болып, мұндай құнды шикі затты тиімді пайдалану қажеттігі туындайды.
Мұнай өндіру кеми бастады, өндірілген мұнайдың қымбатққа түсуі және
сұйық отын мен майларға сұраныстың артуына байланысты. Мұнай
өнімдерін өте тиімді пайдаланудың қажеттігі туындайды. Оларды
энергетикалық қондырғыларда (жылу электр станцияларында, үлкен
қазандықтарда) пайдалануды өте азайтукерек; қозғалтқыштардың
конструкцияларының, отынды және майлаушы материалдарды аз жұмсайтын,
тиімді түрін жасау қажет; мұнай және мұнай өнімдерінің шығынын өндіруші
орындарымен (мұнай кен орындарында, МӨЗ) қабат, пайдаланушыларды да
шығынын азайту керек; мұнайды өңдеуді тереңдету, әртүрлі термиялық және
химиялық әдістермен мұнайдан, оның бастапқы құрамындағы мөлшерден 1,5-
1,8 есе көп мөлдір мұнай өнімдерін өндіру қажеттігі туындайды [6].
Мұнайды терең өңдеу құжатын іске асыру үшін шикі затты жақсылап
дайындау, олардан катализатордың активтілігін төиендететін заттардан
(металдардан, асфальтендерден, күкірттен және басқа) тазарту қажет. Терең
өңдеуге керекті қондырғылар үшін,жоғары қысымдарда және
температураларда, сутегі және күкіртті сутегі ортасында жұмыс істеуге
есептелген арнайы құрал жабдықтар жасалуда.
Отындар мен майларды өндіру үшін мұнайдан басқа шикі зат түрлерін
пайдалану өте актуалды болып отыр. Қазіргі кезде автомобиль
қозғалтқыштарында отын есебінде бензиннің орнына сығылған табиғи газды
және сұйық газды (пропан және бутанды) көп қолдана бастады. Автомобиль
бензиндерінің компоненттері есебінде оттегі бар қосылыстарды, әсіресе метил
спирті мен изобутеленнен синтездеп алынатын метил-трет-бутил эфирін
қолданады.

1.2 Мұайды өңдеуге дайындау

Ұңғыдан алынған мұнай құрамында серік газдар, құмдар немесе тұз
кристалдары және хлорид ерітінділерімен қаныққан сулар кездеседі.
Мұнайдағы серік және еріген газдарды газосепаратор-траптар жүйесінде
ұңғыдағы қысымды атмосфералық қысымға дейін төмендету арқылы бөледі.
Сепаратордың жоғарғы жағынан шыққан газ аралық қабылдағыштарда
конденсаттан бөлінеді де, ГӨЗ жіберіледі немесе ұңғыдағы қысымды ұстап
тұру үшін қайта ұңғыға айдалады. Газосепаратордан өткен мұнайдың
құрамында 4% (масс) дейін еріген газдар болады. Газосепаратор-трапттарда
газды бөлумен қатар шикі мұнайды механикалық қоспалардан және судың
негізгі бөлігін тұндыру жүзеге асырылады. Сондықтан бұл аппараттарды
тұндырғыштар деп те атайды. Газосепаратордан мұнай 30-50 мың м3 тұндыру
резервуарына, кейін өндірістегі электртұзсыздандыру қондырғыларына
жіберіледі.
Мұнайдың құрамындағы механикалық қоспалардың әсерінен мұнайды
құбырмен тасымалдау және айдау бір шама қиындықтар туындайды:
құбырдың ішкі бетінің эрозияға ұшырауы, аппаратта тұнуынан жылу беру
коэффицентінің төмендеуіне, айдау қалдықтарының (мазут, гудгон)
құрамындағы күлдің мөлшерінің жоғарлауына әсер етеді.
Мұнайдың құрамындағы пласт суының болуынан оны тасымалдау
шығыны және судың булануына энергия шығыны көбейеді. Мұнайдағы
балласт суы мұнайдың тұтқырлығын жоғарлатады.
Мұнайды өңдеуде құрамындағы су мен механикалық қоспадан басқа
суда еріген тұздардың — хлоридтер, әсіресе, кальций мен магний хлоридтердің
кері әсері көп. Олардың гидролизденуінен хлорсутек қышқылы түзіледі.
Магний хлоридінің гидролизденуге бейімділігі жоғары, гидролизденуі
төмендегі теңдеуге сәйкес жүреді:

MgCl2+H2O

Mg(OH)Cl+H2O

Mg(OH)Cl+HCl

Mg(OH)2+HCl

Мұнайдағы күкіртті косылыстардың бөлінуінен түзілген күкіртсутек
қышқылмен әрекетесуінен аппарат коррозияға ұшырайды:

Fe +H2S

FeS+2HCl

FeS+H2

FeCl2+ H2S

Темір хлориді сулы ерітіндімен араласады, күкіртсутек қайтадан
темірмен әрекеттеседі[1].

1.3 Жинақтау және дайындау туралы жалпы мәліметтер

Кәсіпорында мұнайды жинау жалпы жағдайда өлшеуіштен, сорғытан,
құбырдан және мұнай жинау пунктінің шикізат резервуарларынан тұратын
жүйе бойынша жүзеге асырылады. Алайда, аталған элементтер әрқашанда
міндетті болып табылмайды, олардың құрамы аз болуы мүмкін, мысалы,
сорғы, шикізат резервуары болмауы мүмкін, ал өлшеуіш ұнғыма өнімділігін
анықтаудан басқа газ сепарациясын жүзеге асыратын дара немесе топтытық
қондырғы деп аталатын элементті сипаттайды [3].
Дара қондырғыла бар жүйені дара қондырғысы бар мұнайды жинау
жүйесі деп атайды, ал топтық қоныдрғалыр бар жүйені топтық
қондырғылармен мұнайды жинау жүйесі деп. Егер мұнаймен бірге бір құбыр
бойынша газды жинаса, онда мұндай жүйені мұнай мен газды біріктіріп
жинау немесе мұнай бір құбырда, ал газ басқа құбырда жиналатын жүйеге
қарағанда бір құбырлы деп атайды. Жүйені атау жүйені құрайтын элемент
бойынша емес, ал жүйе бойынша тасымалданатын ортада жүреді.
Мұнайды қайта өңдеу талаптарына байланысты мұнайды жинау жүйесі
өнеркәсіпте өндірілетін әртүрлі мұнайдың араласуын болдырмайтын,
мұнайдың әрбір түрі үшін дербес болуы мүмкін. Кейде суланбаған мұнайды
жинау үшін өнеркәсіпте дара жүйенің болғаны орынды, мұнай жинайтын
пунктінде мұнайды құрғату процесін азайта отырып таза деп аталатын мұндай
мұнайды мұнай ағызу басқармасына тікелей тапсыруға мүмкіндік береді.
Құбырдың мұнаймен толу деңгейіне байланысты жүйелер өздігінен
ағатын және қысымды болып бөлінеді.
Өздігінен ағатын жүйелерде мұнай қозғалысы жүйенің бастапқы және
соңғы тік белгілерімен анықталатын тартылыс күшінің әсерімен болады. Егер
бұл ретте құбырда мұнайдың бос беті болса, яғни мұнай толық емес
қиылыспен қозғалса, онда мұндай жүйелер ерікті өздігінен ағатын деп
аталады, ал бос бет болмаған кезде қысымды өздігінен ағатын деп аталады.
Бір жері ерікті өздігінен ағатын, келесісі қысымды өздігінен ағатын болып
келетін өздігінен ағатын жүйелер көбірек кездеседі. Өздігінен ағатын жүйелер
жергілікті бедер сорғытарды қолданбай мұнай жинаудың бастапқы және
соңғы пунктері биіктігінің геометриялық әр түрлігінің әсерімен мұнайдың
тасымалдануын қамтамасыз етуге мүмкіндік бергенде қолданылады.
Құбырдың ерікті өздігінен ағатын жерлері олардың өткізетін қабілетіне
қатысты маневрлі болып келеді.
Мұнайды жинау қысымды жүйелерде мұнайдың тасымалдануы
прошенді немесе ортаға тарту күші бар сорғытармен дамитын қысымның
әсерімен күштеп жүзеге асырылады.
Қысымды жүйелерге фонтанды скважинаның немесе газды
сепаратордың басында қысыммен анықталатын, қабатты энергиямен
жасалатын қысымның әсерімен мұнай қозғалысы жүретін жүйелер жатуы
мүмкін.
Ескі кен орындарында жинаудың герметизацияланбаған екі құбырлы
өздігінен ағатын жүйелері кеңінен қолданылады. Өздігінен ағатын жүйенің

сипаттамалық ерекшелігі сұйықтық өлшейтін қондырғыдан кейін аралық
резервуарларға бағыттала отырып құбырдың бастапқы және соңғы
геодезиялық белгілерінің әртүрлілігі есебінен қозғалады, бұл буланудан
мұнайдың жоғары шығынына алып келеді (3-5 % дейін). Барлық жаңа кен
орындарын мұнайдың жеңіл фракциясының шығынын толығымен жоюға
мүмкіндік беретін жинаудың, дайындаудың және скважина өнімдері көлігінің
герметизацияланған жүйелерімен жабдықтайды (1.1-сурет) [5].

1 — скважиналар, 2 — лақтыру сызықтары, 3 — жинақтау коллекторы, 4 — газ
жинау коллекторы, 5 — мұнай жинау коллекторы, 6 — су құбыры.
1.1 сурет — Жинау және мұнай көлігінің схемасы

Лақтыру сызықтары бойынша ұнғымалар өнімі автоматты топтық
өлшеуіш қондырғыларға (АТӨҚ) түседі, мұнда әрбір ұнғымадан өндірілетін
мұнайдың, газдың, су санының кезектесіп өлшенуі жүргізіледі. Бұдан кейін 3
жинау коллекторы бойынша ұнғыма өнімдері сығатын сорғы станциясына
(ССС) бағытталады. Бұл кезеңде мұнай қысымы 1,0-1,5 МПа төмендейді, ССС
кіру кезінде ұнғыма ауызында 0,7 Мпа дейін төмендейді. ССС-те 0,3 МПа
дейін сепарацияның бірінші сатысы жүреді. Өз қысымында сепарацияланған
газ газды қайта өңдеу зауытына (ГҚЗ) бағытталады, ал газға қаныққан мұнай
мен су 5 жинақтау коллекторы бойынша сорғытармен жинаудың орталық

пунктіне (ЖОП) айдалады.
Мұнда мұнайды кешенді дайындау

қондырғыларында (МКДҚ) мұнайды түпкілікті тұрақтандыру және оны
құрғату мен тұзсыздандыру жүргізіледі.
Тауарлы мұнай тауарлы резервуарлы паркте (РП) жиналады. Су, су
дайындау қондырғысынан (СДҚ) өтіп, қабата қысымды ұстап тұру үшін
қабатта жиналады. Газ ГҚЗ-ға түседі, мұнда газдан ауыр көміртектер мен

құрғақ газ бөлініп шығады. Газ компрессорлар арқылы
подается в

магистральды газ құбырына жіберіледі. Сұйық бөлік магистральды мұнай
өнімдерін өткізу және темір жол бойынша тұтынушыларға бағытталатын
төмендетілген көміртек газына (СУГ) және жеңіл көміртектердің кең
фракциясына (ЖККФ) бөлінеді[2].
Мұнайдың жинаудың, тансымалдаудың және дайындаудың заманауи
жүйелеріне: оның металды көп қажет ететін, күрделі қаржы жұмсалымының

бағасы және пайдалану шығындарының бөлігінде жүйенің жоғары үнемділігі;
ұнғымадан оларды дайындау пунктіне дейінгі қозғалыстың барлық жолы
бойынша мұнай мен газды жинау жүйесін толықтай герметизациялау; барлық
кешен құрылысы аяқталғанға дейін өнеркәсіп жерлерін пайдалануға енгізу;
объектілерді автоматтандыру және телемеханикаландыру мүмкіндігі;
автомобиль жолдарының ұзақтылығын төмендету мүмкіндігі, қызметтің көлік
шығынын азайту; мұнаймен бірге алынатын мұнай газдары ресурстарын
барынша толықтай пайдалану мүмкіндігі сияқты негізгі талаптар қойылуы
тиіс. Осы талаптардың негізінде мұнайды, газды және қабат суларды жинау,
тасымалдау және дайындау өнеркәсіптік жүйелер тек қана жеке өнеркәсіпті
ғана емес, сондай-ақ мұнай өндіретін ауданды толықтай қамтитын
жүйелермен-процестермен өзара байланысқан, бірыңғай технологиялық жүйе
ретінде қарастырылуы тиіс. Өнеркәсіпте пжинау пунктінде олардың ішінен
барлық негізгілерінің концентрациялануы кезінде объектілердің ең аз саны
болуы қажет. Осы тапсырмаларды шешкен кезде келесі шарттарды сақтау
қажет. Терең сорғытармен жасалатын қабат энергияның немесе қысымның
артығын барынша пайдалану ұнғыма өнімдерін орталық пункттерге немесе
сығатын сорғыты-сепарациялық қондырғыларға дейін тасымалдау үшін
жеткілікті. Ұнғымадан сепарациялық қондырғыларға немесе жинаудың
орталық пунктеріне дейін мұнай мен газдың бір құбырлы тасымалын

пайдалану.
мұнай өнеркәсібінен компрессорлық станцияларды, жинаудың

ұсақ пунктерін және басқа технологиялық объектілер қатарын алып тастауға
мүмкіндік беретін, сепарацияның бірінші сатсысының газын компрессорсыз
тасымалдау көп сатылы сепарациясын және жинау пункті мен дайындауға
дейін газға қаныққан мұнай тасымалын қолдану. Ілеспе газдар ресурстарының
неғұрлым бағалы бөлігін аса толық және рационалды пайдалануға және мұнай
дайындауды неғұрлым білікті жүзеге асыруға мүмкіндік беретін мұнай
дайындау объектілерінен, газды-бензинді зауыттардан және аудандық
компрессорлық станциядан тікелей жақындықта жинаудың орталық пунктінде
соңғы сепарациялық қондырғыларды орналастыру.

2-Бөлім.Сығу сорғы станциясы

2.1 Сығу сорғы станциясының процесінің негізгі технологиясы

Сығу сорғы станциялары (ССС) кен орынында мұнай-газ қоспасын суды
алдын ала тастау қондырғысына (САТҚ) немесе мұнай дайындау және қотару
цехына (МДҚЦ) дейін тасымалдау үшін қабат энергия жеткіліксіз болған
жағдайларда қолданылады. Жалпы ССС жеке кен орындарында қолданылады.
Сығу сорғы станциялары мұнайды газдан сепарациялау, газды тамшы
судан тазарту, мұнайды одан әрі ортаға тартылу күші бар сорғытармен, ал
газды сепарация қысымымен жеке тасымалдау үшін арналған. Сұйық
бойынша өткізу қабілетіне байланысты ССС-тің бірнеше түрі бар.
Сығу сорғы станциялары келесі блоктардан тұрады:
— буферлі сыйымдылық;

— мұнайды жинау және кеміп қалуын қайта айдау;
— сорғыты блок;
— газды авариялық тастау шамдары.
ССС-тің барлық блогтары біріздендірілген. Буферлі сыйымдылық
ретінде көлеміс 50куб.м. және одан да көп көлденең мұнай-газ сепараторлары
қолданылады. ССС-те резервті буферлі сыйымдылық пен сорғыты агрегат
бар. ССС-тің технологиялық схемасымен буферлі сыйымдылықтар:
— қотаратын сорғытарды қабылдауға мұнайдың біркелкі түсуін
қамтамасыз ету мақсатында мұнайды қабылдау;
— газдан мұнайды сепарациялау;
— сорғытарды қабылдауда 0,3 — 0,6 Мпа қысымды ұстап тұру үшін
арналған.
Сұйықтықтың тынық айнасының жасау үшін буферлі сыйымдылықтың
ішкі жалпақтығы торлы көлденең аралықпен жабдықталады. Буферлі
сыйымдылқтың газы газ жинау коллекторына жіберіледі.

Сорғыты блок өзіне бірнеше
сорғытарды, желдеткіш жүйесін,

сұйықтықтың кемуін жинау жүйесін, технологиялық параметрлерді бақылау
жүйесін және жылу жүйесін қосады. Операторлық ССС-ге басқару пультіне
арналған құралдар көрсеткішін шығара отырып, технологиялық параметрлерді
бақылау жүйесі екінші датчиктермен жабдықталад. Сорғыты блокта сорғытар
жұмысы параметрлерінің режимдіден ауытқуы кезінде бірнеше жүйелер
болады:
1. Айдағыш желіде авариялық төмендеу немесе қысымның ұлғаюы

кезінде
сорғытарды автоматты сөндіру.
Бақылау электр байлансты

манометрлер көмегімен жүзеге асырылады.

2. Подшипниктер
сорғыының немесе электр қозғалтқыш

температураларының авариялық ұлғайюы кезінде сорғытарды автоматты
сөндіру.
3. Сорғытардың сөнуі жағдайында жапқышты автоматты қайта жабу.
Сорғы ғимаратындағы газдың шекті рұқсат етілген концентрациясынан
асып кетуінде сорып шығаратын желдеткішті автоматты сөндіру, бұл ретте
сорғытар автоматты түрде сөндірілуі тиіс.
Жинау және қотару блогы көлемі 4 — 12 куб.м. кәрізді сыйымдылықтан,
қозғалтқышы бар НВ 5050 сорғыымен жабдықталудан тұрады. Бұл блок

майлы
сорғытардан және буферлі сыйымдылқтардың сақтандыру

клапандарынан ағуларды жинау үшін қазмет етеді. Кәрізді сыйымдылықтан
сұйықтықты қотару негізгі технологиялық сорғытарды қабылдауда жүзеге
асырылады. Сыйымдылықтағы деңгей берілген жоғарғы және төменгі
деңгейлерге байланысты қалтқы датчиктер көмегімен бақыланады.
Мұнайды алдын ала құрғату процесі скважина өнімдерінің 15-20% кем
емес сулануы кезінде қарастырылуы тиіс және мұнайды алдын ала құрғату
процесінің орташа және төмен температурасында жоғары тиімді
деэмульгаторларды қолдана отырып скважина өнімдерңн қосымша
қызыдырмай жүзеге асырылуы тиіс.

Мұнайды алдын ала құрғату мұнай мен суды бірлестіріп дайындауға
арналған аппарттарда жүзеге асырылуы тиіс. Бұл ретте төгілетін қабат сулар
қосымша тазалаусыз өнімді жиекке олардың қотарылуын қамтамасыз ететін
сапада болуы қажет (суды газсыздандыру ғана көзделеді) [1].
Өлшейтін топтық қондырғыдан шығатын мұнай буферлі сыйымдылыққа
түседі, сепарацияланады,одан кейін жұмыс сорғытар қабылдануына және одан
әрі мұнай өткізгішке жіберіледі. Сығу сорғы станциясының жалпы түрі (2.1
суретте) көрсетілген.Қысымда сепарацияланған газ қысымды реттеу торабы
арқылы өндірістік газды жинау коллекторына түседі. Газ жинау коллекторы
бойынша газ газ компрессор станциясына немесе табиғи газды компрессерлеу
қондырғысына түседі. Газ шығыны жалпы газ желісінде орнатылатын
камералы диафрагмамен өлшенеді. Буферлі сыйымдылықтағы мұнай деңгейі
қалтқы деңгей өлшегіш және қысымды мұнай өткізгіште орналасқан электр
жетекті тиек көмегімен сақталады. НГС-тегі сұйықтықтың барынша рұқсат
етілген деңгейден асып кеткен кезде деңгей өлшегіштің датчигі электр жетекті
тиекті басқару құралына дабыл береді, ол ашылады және НГС деңгейі
төмендейді. Ең аз рұқсат етілгеннен деңгейдің төмендеуі кезінде электр
жетекті тиек жабылады, осылайша ол НСГ-дегі сұйықтық деңгейінің
жоғарылауына алып келеді. Мұнай мен қысымның бірқалыпты таралуы үшін
буферлі сыйымдылықтар өзара қайта қосу желілерімен қосылған[3].

1-буфер сыйымдылық блогы, 2-сорғы блогы.
2.1 сурет — Сығу сорғы станциясының жалпы түрі

Әрбір

ССС-те кәсіпорынның техникалық жетекшісі бекіткен

технологиялық схема және жұмыс регламенті болуы қажет. Осыған сәйкес
нормативтік құжатпен ССС жұмыс тәртібіне бақылау жүргізіледі [1]. Сығатын
сорғы станциясының принципті схемасы (ССС) (2.2 сурет) көрсетілген.

С-1, С-2 — мұнай-газ сепараторлары (МГС), ГС — газ сепараторлары,
Н-1 — ортаға тарту күші бар сорғы, ГКДҚ-на ЖҚГ — газды кешенді
дайындау қондырғысына жоғарғы қысымды, ТҚГ — төмен қысымды газ.
2.2 сурет — Сығатын сорғы станциясының принципті схемасы (ССС)

2.2 Сығу сорғы станциясының материалдық балансын есептеу

Есептеу үшін алғашқы мәліметтер:
— Tауарлы мұнай қондырғысының жылдық өнімділігі -1600000
тоннжыл;
— Шикі мұнайдың сулығы — 35%;
— Сепарацияның бірінші кезегіндегі қысым — 1.0 Мпа;
— Сепарацияның бірінші кезегіндегі температура — 20ОС;
— Сепарацияның екінші кезегіндегі қысым — 0.5 МПа;
— Сепарацияның бірінші кезегіндегі температура — 20ОС.
Мұнайдың комплекстік құрамы 2.1 кестеде көрсетілген

2.1 кесте — Мұнайдың комплекстік құрамы

№
пп
Қоспаның компоненттері
Мұнайдағы компонентің мольдік құрамы
, % мол.
1
2
Диоксид углерода (СО )
0,21
2
Азот (N2)
0,43
3
4
Метан (СН )
25,15
4
2 6
Этан (С Н )
2,10
5
3 8
Пропан (С Н )
5,17
6
4 10
n-Бутан (n-С Н )
5,04
7
4 10
i-Бутан (i-С Н )
2,20
8
5 12
n-Пентан (n-С Н )
2,66
9
5 12
i-Пентан (i-С Н )
1,12
10
6 14
Гексан и выше (С Н +)
54,92

Жалпы
100

Сепарацияның бірінші кезегіндегі материалдық баланс

Мұнайды дайындау технологиясында,
қарастырылатын блоктың

жұмысының термодинамикалық параметрлері абсолютті қысыммен
температураға сәйкес келетіні қарастырылған:

Р=1.0 МПа; t=20 ОС.

Жоғары емес қысымдағы (0,6 — 1,1МПа) cеператордағы газсызданған
мұнайды есептеу үшін Рауль — Дальтон заңын қолданса болады [7]:

yi’ Ki xi’ ,

(1)

мұнда

yi’ — сұйық қалдықпен тепе-теңдікте тұратын,газдық фазада

құрылған i компоненттің мольдік үлес;
xi’ — осы компоненттің сұйық күйдегі мольдік қалдығы;
K i — сеперация шарты (қаралатын жағдайда қысым Р=1.0 МПа
О
константаның фазалық тепе-теңдігі.
Құрылған газдық (будың) фазаның әр компоненттік құрамын анықтау
үшін мына формула қолданылады:

yi’

zi’ Ki
1 (Ki 1) N

,

(2)

мұнда zi’ — і компонентінің бастапқы эмульсиясының мольдік үлесі;
N — айдаудың мольдік үлесі.

n

i 1

‘
i

1 ,

(2)

n

i 1
zi’ K i
1 (K i 1) N
1.
(3)

Теңде сепарацияның қысымымен температурасындағы у N айдаудың
мольдік үлесін кезектік жақындатылған әдіспен анықтау үшін қолданылады,

zi’
берілген бастапқы қоспаның құрамын. Мұнайлық эмульсияның Gэ —

1600000 тоннажыл шығынында қондырғының сағаттық өнімділігі мына
формулаға тең:

П

Gэ
8400

1600000
8400

190,47

тсағ.

Сеперация шартын есепке ала отырып мұнай эмульсиясындағы және
фазалық тепе-теңдіктің константасындағы көмірқышқылының болуы ( K i ) 2.2
кестесінде көрсетіледі.және
температуре
С)
кезінде і компоненттің
t=20
y

2.2 кесте — есептеуге бастапқы мәндер

Газдық фазадағы әр компоненттегі мольдық концентрациясының
теңдеуін құрамыз,мұнайда 100 моль деп есепке алып:

y1′

y2′

0,21 21,3
100 (21,3 1) 26,63
0,43 52,6
100 (52,6 1) 26,63

0,0069,

0,0153,

y3′
25,15 23,28
100 (23,28 1) 26,63

0,8444,

y4′

y5′

y6′
2,10 3,72
100 (3,72 1) 26,63
5,17 0,83
100 (0,83 1) 26,63
5,04 0,28
100 (0,28 1) 26,63

0,0453,

0,0449,

0,0174,

y7′
2,20 0,39
100 (0,39 1) 26,63

0,0102, №
пп
Қоспа компоненті
Мұнайдағы
компонентің мольдік

i
құрамы (z ), % мол.
Молекулярлы
i
қ масса (М ),
кгкмоль
K i
1
Диоксид углерода
2
(СО )
0,21
44
21,3
2
Азот (N2)
0,43
28
52,6
3
4
Метан (СН )
25,15
16
23,28
4
2 6
Этан (С Н )
2,10
30
3,72
5
3 8
Пропан (С Н )
5,17
44
0,83
6
4 10
n-Бутан (n-С Н )
5,04
58
0,28
7
4 10
i-Бутан (i-С Н )
2,20
58
0,39
8
5 12
n-Пентан (n-С Н )
2,66
72
0,06
9
5 12
i-Пентан (i-С Н )
1,12
72
0,08
10
Гексан және
6 14
жоғары (С Н +)
54,92
86
0,016

‘
zi
=100
—
—

y8′

y9′

2,66 0,06
100 (0,06 1) 26,63
1,12 0,08
100 (0,08 1) 26,63

0,0021,

0,0011,

y10′
54,92 0,016
100 (0,016 1) 26,63

0,0119.

Шарт орындалатын жағдайды есепке алып,таңдау жолымен мына мәнді
аламыз N

n

i 1

yi’ 1.

(4)

2.3 кесте — N айдаудың мольдік үлесін анықтау

Есептеу бізге,сеперация процесінде 100 моль шикі мұнайдан 26,63 моль
газ бөлінетіні көрсетті. Материалдық балансын есептеу 2.4 кестеде
көрсетілген Қоспа компоненті
N’=
26,63
N’=26,4
N’=26
2
Диоксид углерода (СО )
0,0069
0,0070
0,0071
Азот (N2)
0,0153
0,0154
0,0156
4
Метан (СН )
0,8444
0,8507
0,8619
2 6
Этан (С Н )
0,0453
0,0454
0,0457
3 8
Пропан (С Н )
0,0449
0,0449
0,0448
4 10
n-Бутан (n-С Н )
0,0174
0,0174
0,0173
4 10
i-Бутан (i-С Н )
0,0102
0,0102
0,0101
5 12
n-Пентан (n-С Н )
0,0021
0,0021
0,0021
5 12
i-Пентан (i-С Н )
0,0011
0,0011
0,0011
6 14
Гексан және жоғары (С Н +)
0,0119
0,0118
0,0118
Σ Yi
1,0000
1,0064
1,0180

2.4 кесте — бірінші деңгей сеперация процессінің мольдік балансы

100 моль шикі мұнайдың масса бойынша балансы 2.5 кестесінде
көрсетілген

2.5 кесте — бірінші деңгей сеперация процессінің массалық балансы Қоспа
компоненті
zi’ шикі
мұнайдың
молярлық
құрамы
шикі
мұнайдың
массалық
құрамы
Mci=zi’*
Mi’
Сеператорда
н шығатын
газ құрамы
Mгi=Nгоi*M
i’
Сеператордан
шығатын
мұнайдың
массалық
құрамы
Mнi=Mгсi-Mгi
шикі мұнайға
қатысты бөлініп
шыққан газдың
массасы
Rгi=(MгiMci)*1
00, %
2
СО
0,21
9,24
8,18
75,60
88,54
N2
0,43
12,04
11,44
137,74
95,02
4
СН
25,15
402,4
359,81
144789,53
89,41
2 6
С Н
2,1
63
36,19
2280,17
57,45
3 8
С Н
5,17
227,48
52,66
11979,68
23,15
4 10
n-С Н
5,04
292,32
26,97
7882,80
9,22
4 10
i-С Н
2,2
127,6
15,82
2018,88
12,41
5 12
n-С Н
2,66
191,52
4,08
781,74
2,13
5 12
i-С Н
1,12
80,64
2,27
183,48
2,82
6 14
С Н +
54,92
4723,12
27,27
128795,99
0,58
Қорытынды
100
ΣMci=
6129,36
ΣMгi=544,70
Σ 298925,63
ΣRгi= 8,88
Қоспа
компонен
ті
zi’ шикі
мұнайдың
молярлық
құрамы
сепаратортордан шығатын
газ
сепараторд
ан мұнай
Nноi=zi’-
Nгоi
Xi’=((zi’-
Nгоi)Σ(zi’-
Nгоi))*100,
%
Қоспа
компонен
ті
zi’ шикі
мұнайдың
молярлық
құрамы
Молярлы
концентр.
Yi’
Мольдер
Nгоi=N’*Yi’
сепараторд
ан мұнай
Nноi=zi’-
Nгоi
Xi’=((zi’-
Nгоi)Σ(zi’-
Nгоi))*100,
%
2
СО
0,21
0,007
0,18
0,024
0,03
N2
0,43
0,015
0,41
0,021
0,03
4
СН
25,15
0,844
22,45
2,661
3,63
2 6
С Н
2,1
0,045
1,20
0,893
1,22
3 8
С Н
5,17
0,045
1,20
3,973
5,41
4 10
n-С Н
5,04
0,017
0,46
4,575
6,23
4 10
i-С Н
2,2
0,010
0,27
1,927
2,62
5 12
n-С Н
2,66
0,002
0,06
2,603
3,55
5 12
i-С Н
1,12
0,001
0,03
1,088
1,48
6 14
С Н +
54,92
0,011
0,32
54,603
74,42
Қорытын
ды
100
1,000
Σ Nгоi
=26,63
73,370
100

r

Газдың орташа молекулярлық массасы:

r

r
0 i

(5)

r

Газдың тығыздығы:

ср

22,4 Т Р0

20, 45 273 1,0
22,4 293 0,1

8,5кг м3 .

(6)

Нормалды жағдайдағы газдың тығыздығы:

ср

М ср
22,4

20, 45
22,4

0,91кг м3 .

(7)

2.6 кесте-Сеператорда бөлінетін газдың сипаттамасы

Сеперация блогында шикі мұнайдан тек газ ғана бөлінеді. Осыны
негізге ала отырып сеперация бөлігінің сулануын есептейміз. Қоспа компоненті
Молярлы
концентра
циясы
r
N 0 i
r
N 0 i
Молекуля
рлымасса
(Mi)
Массал
ық
құрамы
Мср
Ауыр
көмірқыш
қылдарын
ың
құрамы
гм3
Диоксид углерода
2
(СО )
0,0007
44
1,50
—
Азот (N2)
0,0153
28
2,10
—
4
Метан (СН )
0,8444
16
66,07
—
2 6
Этан (С Н )
0,0453
30
6,64
—
3 8
Пропан (С Н )
0,0449
44
9,67
821,99
4 10
n-Бутан (n-С Н )
0,0174
58
4,95
420,91
4 10
i-Бутан (i-С Н )
0,0102
58
2,90
246,96
5 12
n-Пентан (n-С Н )
0,0021
72
0,75
63,71
5 12
i-Пентан (i-С Н )
0,0012
72
0,42
35,51
Гексан және жоғары
6 14
(С Н +)
0,0120
86
5,00
425,64
Қорытынды
1,0000
—
100,00
2014,73
Rсм 0,0888 — айдаудың массалық үлесі.
М ср M ir
N ,
М ср 544,7026,63 20,45 .
М ср Т 0 Р

Сырая нефть имеет обводненность шикі мұнай 35% масс.сулы болып
келеді. Бұл ағындағы сусыз мұнайдың массасы:

Qн 123,80 тсағ.

Газ мұнайдан мына өнімділікпен бөлінеді:

r

QГ 0,0888 123,8 11тсағ,

(8)

Qн
сеп
Q н QГ 123,8 11 112,8 тсағ.

(9)

Qсеп Qн
сеп
Qводы 112,8 66,6 179,46 тсағ.

(10)

Материалдық баланстың дұрыстығын мына шарттың орындалуымен
білеміз:

до _ сеп

до _ сеп

после_ сеп

(11)

(12)

Qсеп QГ 112,8 11 123,8 тсағ.

Теңдеу дұрыс орындалды.
Бірінші деңгейдегі сеперация блогы бойынша мәліметтерді 2.7. кестеге
келтіреміз.

2.7 кесте — бірінші деңгей сеперациясының материалды балансы
кіріс
Шығыс

%
масс
тсағ
тжыл

%
масс
тсағ
тжыл
Эмульсия

Эмульсия
94,23

Соның
ішінде:

Соның
ішінде

Мұнай
65
123,8
1039920
Мұнай
62,85
112,8
947520
Су
35
66,66
560079
Вода
37,15
66,66
560079

Су
100
179,46
1507599
Қорытынды
100
190,47
1600000
Газ
5,77
11
92400
Қорытынды
100
190,47
1600000
Қорытынды
100
190,47
1600000
QГ Rcм Qн ,
Q Q после_ сеп ,
Q Q 123,80 тсағ,
Q Qсеп QГ ,

Екінші деңгей сеперациясының материалды балансы
Қарастырылатын блоктың термодинамикалық мәндері:

Р=0,5 МПа; t=20 ОС.

Сеперация шартын есепке ала отырып мұнай эмульсясындағы және
фазалық тепе-теңдіктің константасындағы көмірқышқылының болуы ( K i ) 2.8
кестесінде көрсетіледі.

2.8 кесте — есептеу үшін алғашқы мәліметтер

Газдық фазадағы әр компоненттегі мольдық концентрациясының
теңдеуін құрамыз,мұнайда 100 моль деп есепке алып:

y1′

y2′

y3′

0,21 42,5
100 (42,5 1) 2,859
0,43 105,2
100 (105,2 1) 2,859
25,15 46,56
100 (46,56 1) 2,859

0,0058 ,

0,0079 ,

0,7340 ,

y4′
2,10 3,72
100 (3,72 1) 2,859
0,0766 , №
пп
Қоспа компоненті
Мұнайдағы
компонентің мольдік

i
құрамы (z ), % мол.
Молекулярлық
i
масса (М ),
кгкмоль
K i
1
Диоксид углерода
2
(СО )
0,03
44
42,5
2
Азот (N2)
0,03
28
105,2
3
4
Метан (СН )
3,63
16
46,56
4
2 6
Этан (С Н )
1,22
30
7,44
5
3 8
Пропан (С Н )
5,41
44
1,67
6
4 10
n-Бутан (n-С Н )
6,23
58
0,56
7
4 10
i-Бутан (i-С Н )
2,62
58
0,79
8
n-Пентан (n-
5 12
С Н )
3,55
72
0,11
9
5 12
i-Пентан (i-С Н )
1,48
72
0,15
10
Гексан және
6 14
жоғары (С Н +)
74,42
86
0,032

100
—
—

y5′

y6′

y7′

y8′

y9′

y10′

5,17 0,83
100 (0,83 1) 2,859
5,04 0,28
100 (0,28 1) 2,859
2,20 0,79
100 (0,79 1) 2,859
2,66 0,11
100 (0,11 1) 2,859
1,12 0,15
100 (0,15 1) 2,859
54,92 0,032
100 (0,032 1) 2,859

0,0886 ,

0,0353 ,

0,0208 ,

0,0040 ,

0,0023 ,

0,0245 .

Шарт орындалатын жағдайды есепке алып, таңдау жолымен мына мәнді
аламыз N .

n

i 1

yi’ 1

N мәнін таңдау 2.9 кестесінде көрсетілген

2.9 кесте — N айдаудың мольдік үлесін анықтау

Есептеу бізге,сеперация процесінде 100 моль … жалғасы