Проект расчета сепаратора

метки: Сепаратор, Расчет, Аппарат, Процесс, Проект, Давление, Жидкость, Поток

С момента начала промышленной добычи нефти было разработано очень большое количество вариантов технологических схем подготовки скважинной продукции. Как правило, на каждом месторождении реализована своя, особенная схема, которая была реализована. В настоящее время происходит непрерывное совершенствование оборудования, аппаратов, материалов, приборов, применяемых при проектировании и строительстве объектов подготовки компонентов скважинной продукции. Но при всем совершенствовании «железа», принципы проведения технологического процесса, компоновки технологических схем остаются неизменными и базируются на глубоком понимании инженера-технолога физико-химических свойств поступающего сырья (с учетом возможности их изменения), требований к качеству основной и побочной продукции производства. [1]

Основными задачами систем подготовки скважинной продукции являются:

1. Прием продукции от добывающих скважин

2. Разделение многофазного потока на составляющие компоненты (три фазы — нефть, газ и вода)

3. Подготовка нефти, газа и воды к последующему транспорту или утилизации в соответствии с предъявляемыми требованиями.

Сепарацией газа от нефти называют процесс отделения от жидкой фазы (нефти) газообразной фазы. Сепарация происходит при снижении давления и повышении температуры, а также вследствие молекулярной диффузии углеводородных и других компонентов, содержащихся в нефти, в пространство с их меньшей концентрацией, находящееся над нефтью.

1. Теоретические основы процесса

Одним из наиболее распространенных видов аппаратуры в объектах промыслового сбора, подготовки нефти и газа к транспорту являются сепараторы. Предназначаются эти аппараты для отделения газа от жидкости, жидкости от газа, а в некоторых случаях оба процесса могут сопровождаться разделением жидких фаз, отличающихся своими плотностями (нефть — вода, бензин — вода).

[2]

По характеру действующих сил сепараторы делятся на:

Гравитационные, разделение фаз в которых происходит за счет разности плотностей жидкости газа или твердых частиц газа.

Насадочные сепараторы, в которых фазы разделяются за счет сил тяжести и инерции.

Центробежные, разделение в которых происходит за счет центробежных и инерционных сил.

По форме и положению в пространстве сепараторы делятся на: цилиндрические горизонтальные с одной или двумя емкостями; цилиндрические вертикальные; сферические.

Существует множество сепараторов различных конструкций, но все они, как правило, состоят из следующих секций.

Природный газ. Нефть. Каменный уголь

... в металлургии. А сера, которую извлекают из нефти в процессе переработки, идет на производство серной кислоты. газ уголь топливо нефть 3. Каменный уголь Каменный уголь - это осадочная порода, представляющая собой продукт ...

Основная сепарационная секция. Предназначается для отделения основной части жидкости (нефти, газового конденсата, воды) от входящего газожидкостного потока. Для обеспечения высокоэффективной предварительной сепарации и равномерного распределения потока по сечению аппарата применяют конструктивные устройства:

• тангенциальный ввод потока, при котором жидкость под действием центробежной силы отбрасывается к стенке сосуда и стекает по ней, а газ распределяется по сечению аппарата и выводится;
• отражательные устройства (пластины прямоугольной или круглой формы, полусферы), устанавливаемые на входе в сепаратор;
• встроенный циклон, устанавливаемый на входе в горизонтальный сепаратор;
• конструкции, позволяющие осуществить раздельный ввод газа и жидкости в сепаратор.

Осадительная секция. В этой секции в газонефтяных сепараторах происходит дополнительное выделение пузырьков газа из жидкости. В газовых сепараторах жидкость в данной секции отделяется под действием гравитационных сил, а газ движется в сосуде с относительно низкой скоростью. В газовых сепараторах некоторых конструкций для снижения турбулентности применяют различные устройства — пластины, цилиндрические и полуцилиндрические поверхности.

Секция сбора жидкости. Служит для сбора жидкости, из которой почти полностью в предыдущих секциях выделился газ при температуре и давлении в сепараторе. Однако некоторое количество газа в ней имеется. Для сепараторов объем данной секции выбирают так, чтобы он позволил удержать отсепарированную жидкость в течение времени, необходимого для выхода пузырька газа на поверхность и вторичного попадания в газовый поток.

Секция каплеулавливания. Предназначена для улавливания частиц жидкости в уходящем из сепаратора газе. Секция состоит обычно из отбойных устройств (насадок) различного вида — керамических колец, жалюзи, пакетов из плетеной проволочной сетки и т.д. Критерием эффективности отделения капельной жидкости от газа является величина удельного уноса жидкости, которая должна находиться в пределах от 10 до 50 мг/м ³ газа.

Эффективность работы отбойных насадок зависит от нескольких факторов, основными из которых являются: допустимая скорость набегания газа, определенное количество жидкости, поступающей с газом, равномерная загрузка насадки по площади ее поперечного сечения.

Кроме функций, выполняемых описанными секциями, в конструкциях сепараторов должны предусматриваться элементы, предотвращающие образование пены и гасящие ее, а также снижающие вредное влияние пульсации газожидкостного потока на сепарацию жидкости и газа.

1.1 Горизонтальные сепараторы

На Рисунке 1 схематически изображено устройство горизонтального двухфазного сепаратора. Поток флюида поступает в емкость сепаратора и ударяется о входнуют перегородку, что приводит к резкому снижению импульса потока. Первичное разделение жидкости и газа происходит именно на данной перегородке. Под действием силы тяжести более крупные капли жидкости, унесенные газом, падают на границу раздела фаз. [1]

Рисунок 1. Схема устройства горизонтального сепаратора

Жидкость, протекая через емкость, отстаивается в секции сбора жидкости в течение некоторого времени, необходимого для того, чтобы увлеченные жидкостью пузырьки газа успели всплыть на поверхность и присоединиться к основному объему газа. Эта секция также обеспечивает буферный объем в случае наличия пульсаций входного потока. Затем жидкость покидает емкость через клапан регулировки уровня, который управляется уровнемером. Уровнемер регистрирует повышение уровня в емкости и соответственно клапан открывается.

Объемные и скоростные счетчики количества и расхода жидкости, газа и пара

... значительной мере отсутствует у объемных счетчиков, поэтому ими измеряют количество чистых промышленных жидкостей, нефтепродуктов и сжиженных газов, т. е. жидкостей с широким диапазоном изменения ... счетчиках с прямым и обратным течением жидкости в зависимости от направления потока назначение сопел может меняться. Одноструйные и многоструйные счетчики обладают рядом сравнительных достоинств и ...

Газ, после прохождения через перегородку, течет горизонтально по секции вторичной сепарации над жидкостью. В то время, когда газ протекает через эту секцию, более мелкие капли жидкости, оставшиеся в газе после каплеотбойника, оседают под действием силы тяжести и попадают на границу раздела фаз. Однако некоторая часть капель жидкости имеет такой маленький диаметр, что они практически не могут осесть за время прохождения газа через секцию гравитационной сепарации. Перед тем, как газ покинет емкость, он проходит через коалесцирующую секцию или каплеотбойник. В этой секции могут применяться металлические сетки, пакеты рифленые пластины, а также другие насадки, которые улавливают мелкие капли жидкости, помогая им коагулировать и, увеличиваясь в размере, падать на границу раздела фаз.

Давление в емкости контролируется клапаном регулировки давления, который устанавливается на линии выхода газа. Датчик давления регистрирует отклонение давления в емкости от нормального и подает сигнал на открытие или закрытие клапана. Таким образом, управляя расходом потока газа, покидающего емкость, поддерживается требуемое давление в емкости. Обычно горизонтальные сепараторы эксплуатируются с уровнем жидкости в емкости 50%, что также обеспечивает максимальную площадь поверхности раздела фаз.

1.2 Сепараторы с насадкой

Для увеличения производительности сепараторов, повышения эффективности и качества сепарации применяются отбойные насадки различных типов.

Отбойные насадки устанавливаются в секции влагоулавливания и в верхней части колонных аппаратов.

Капли жидкости в насадках осаждаются в основном под действием сил инерции. Роль турбулентного переноса капель относительно мала. На рисунке ё показаны насадки, общность процессов в которых заключается в способе отделения капельной жидкости из газового потока и отвода ее из насадки. При работе сепаратора на элементах этих насадок постепенно укрупняются капельки жидкости, образуя в нижней части насадок пленку жидкости, из которой формируются капли, под действием силы тяжести периодически стекающие вниз. Поток газа действует на эти капли и пленку жидкости, и при определенной скорости газового потока нормальная работа сепаратора нарушается в результате прекращения стекания капель вниз, увлечения жидкости в направлении движения газового потока и срыва пленок с верхней кромки насадок. [3]

Широкое распространение в зарубежной практике, а в последние годы и в отечественной, в качестве устройств для отделения капель жидкости от газа или пара получили вязаные проволочные сетки. Эффективность проволочных отбойников, по данным зарубежных источников, превышает 99% в широком диапазоне скоростей.

При малых скоростях газового потока капли жидкости проходят между проволочками, что определяет малую эффективность отбойника. При высоких скоростях газа жидкость накапливается в отбойнике и наблюдается вторичный унос.

2. Материальный баланс

Сепарация по своей физической сущности является сочетанием физических и массообменных процессов, протекающих между газовой и жидкой фазами, содержащими большое количество компонентов, т.е. является сложным многокомпонентным процессом.

Электрический ток в жидкостях, газах и плазме

... дырочной проводимостью. Плазма, под которой понимается газ, имеющий концентрацию зарядоносителей, намного превышающую незаряженных частиц, обладает электронной и ионной проводимостью. ТОК В ЖИДКОСТЯХ Происхождение электрического тока (движение электрических зарядов) через раствор существенно отличается ...

Расчет процесса сепарации должен включать:

• расчет фазового равновесия;
• расчет однократного испарение компонентов смеси.

В общем виде материальный баланс процесса сепарации двухфазной смеси можно записать в следующем виде:

(1)

где F — количество исходного сырья, кг/час;

• G — количество паровой фазы кг/час;
• L — количество жидкой фазы кг/час.

Для i — го компонента системы материальный баланс запишется следующим образом:

(2)

где u _i , x₁ , y_i — мольные доли i -го компонента в исходном потоке и полученных жидкой и паровой фазах соответственно.

Схема тепловых и материальных потоков представлена на рисунке 2.

Для определения содержания i -го компонента в жидкой и паровой фазах необходимо провести расчет однократного испарения по уравнениям (3), (4) при выполнении условия (5).

Рисунок 2. Схема потоков в сепараторе

В условиях равновесия

,(3)

где К _i — константа фазового равновесия i — го компонента.

Результаты расчета однократного испарения смеси углеводородов были проведены с помощью HYSYS и приведены в приложении А табл. А1.

3. Тепловой расчет

Целью теплового расчета является определение толщины тепловой изоляции.

Толщину тепловой изоляции рассчитываем по формуле (13) [5]

, (13)

где д _из — толщина тепловой изоляции;

л _из — коэффициент теплопроводности материала изоляции;

б _н — коэффициент теплоотдачи в окружающую среду (воздух);

t _ст ,t_окр , t_из — соответственно температуры наружной стенки аппарата, окружающей среды и наружной поверхности теплоизоляционного слоя.

Принимаем:

t _ст = 9,25⁰ С;

t _окр =30 ⁰ С;

t _из =20 ⁰ С.

Коэффициент теплоотдачи можно рассчитать по приближенному уравнению [5]:

б _н =9,74+0,07?Дt = 9,74+0,07•(-10)=9,04 Вт/м² •К, (14)

Дt= t _из — t_окр =20-30=-10⁰ С.

В качестве изоляционного материала выбираем солевит

л _из = 0.098 Вт/м² •К , тогда

=.

4. Аппаратурный расчет

4.1 Технологический расчет

Основной целью технологического расчета является определение диаметра и высоты сепаратора.

Формулы расчета основных конструктивных элементов находятся в зависимости от типа сепаратора и от расположения отбойной насадки.

Для установки подготовки нефти задаемся горизонтальным сепаратором.

При известной производительности сепаратора по газу можно рассчитать площадь поперечного сечения сепаратора с отбойными насадками [6]:

(15)

Где W ₁ — допустимая скорость газа в сепараторе, м/с

(16)

где V _Г — производительность сепаратора по газу, м³ /сут;

• живое сечение отбойной насадки, м2/м2;

с _Н , с_Г — плотности нефтяной смеси и газа, соответственно, в рабочих условиях, кг/м³ ;

Р, Р ₀ — абсолютное давление при сепарации и абсолютное атмосферное давление, соответственно, кгс/см² ;

Т, Т ₀ — абсолютная температура при сепарации и абсолютная стандартная температура, соответственно, К;

z, z ₀ — коэффициенты сжимаемости газа в рабочих условиях и в стандартных условиях;

• Необходимое качество сепарации — удельный унос жидкости для сепараторов без отбойных насадок принимается по табл. 3 при различных значениях коэффициента v _g или определяется по формуле [6]:

(17)

Унос жидкости вместе с газом [6]:

(18)

Gн — производительность по нефти, кг/сут.;

v _g , B — постоянный коэффициент, зависящий от необходимой степени очистки газа в сепараторах без отбойных и с отбойными насадками, м/с;

• q — содержание нефти в общем потоке газонефтяной смеси, % (мас);
• e — удельный унос жидкости, кг/кг;

q _y — унос жидкости вместе с газом, кг/сут;

₀ — плотность газа при нормальных условиях, кг/нм3;

Плотность компонентов газа при рабочих условиях определяется по следующей формуле[7]:

(19)

где с ₀ — плотность газа при нормальных условиях, кг/м³ ;

Р, Р ₀ — давление в сепараторе и давление при нормальных условиях, Па;

Т ₀ , Т — абсолютная нормальная температура (Т₀ = 273 К) и абсолютная температура в сепараторе (Т = 273+t, К);

• z — коэффициент (фактор) сжимаемости газа.

Фактор сжимаемости является функцией приведенных параметров:

, (20)

где — приведенные температура и давление, соответственно

Для водорода коэффициент сжимаемости равен:

Тогда плотность водорода при рабочих условиях (5,04МПа (51,4 амт.), 9,25 °С (282,25 К)) составит:

Значения для остальных компонентов в приложении А таблица А3.

Плотность смеси газов рассчитывается по формуле:

(21)

4,82 кг/м ³

Плотность нефти при рабочих условиях:

с _н. = 713,5 кг/м3;

Объемная производительность по газу составляет:

V _г =45280,5 м³ /ч;

• Допустимая скорость газа (примем грубую степень сепарации газа, т.е. v _g =0,15):

Тогда площадь поперечного сечения сепаратора с отбойными насадками (=0,98 — сетчатый тип отбойной насадки):

Учтем, что на площадь, занимаемую газом, приходится половина всей площади сепаратора.

Расчет диаметра аппарата [1]:

(22)

Согласно [8] примем D=3 м, длина сепаратора L=13м

Объем сепаратора [8]:

V=L•F (23)

(24)

V=6*13=78 м ³

Согласно [8] примем V=100 м ³

4.2 Механический расчет

Механический расчет включает расчет толщины обечайки; подбор крышки, днища, фланцев и люка, расчет штуцеров и расчет и подбор опоры аппарата.

Расчет толщины обечайки. Материал обечайки и днищ выберем сталь 09Г2С (ГОСТ 5520-79).

Данная сталь характеризуется высокой коррозионной стойкостью. При работе элементов химической аппаратуры в условиях любых отрицательных температур за расчетную температуру принимают 20 °С.

Расчет толщины обечайки проводят в соответствии с ГОСТ 14249-80.

Исполнительную толщину тонкостенной гладкой цилиндрической обечайки, нагруженной внутренним избыточным давлением, рассчитываем по формуле [9]:

(25)

Причем для обечайки D?200 мм должно соблюдаться условие

• (26)

Суммарную прибавку к номинальной расчетной толщине стенки определяем по формуле [9]:

(27)

где С ₁ — прибавка на коррозию (1мм),

С ₂ — прибавка на минусовое отклонение по толщине листа, примем 0,7 мм,

С ₃ — технологическая прибавка, примем 0,5 мм.

Допускаемое напряжение для выбранного материала сталь марки 09Г2С рассчитывает по следующей формуле [9]:

(28)

где з = 0,9 — коэффициент для взрывоопасных и пожароопасных сред; у ^* = 183 МПа — допускаемое напряжение для стали 09Г2С при 20 °С.

ц = 0,9 — коэффициент прочности сварных швов: стыковых, выполненных автоматической или полуавтоматической сваркой с одной стороны, с флюсовой или керамической подкладкой, при контроле 100 % длины шва.

Толщину стенки обечайки рассчитываем по формуле [9]:

(29)

Примем толщину стенки обечайки равной 10 мм.

Проверка условия:

Допускаемое давление в обечайке определяем по формуле [9]:

МПа (30)

Расчет крышки.

Расчет толщины крышек выполняется аналогично расчету толщины обечайки. Принимая

(31)

Принимаем толщину крышки равной толщине обечайки — 10 мм.

Наиболее распространенной формой днищ в сварных химических аппаратах является эллиптическая форма с отбортовкой на цилиндр. Для данного аппарата подбираем два стандартных эллиптических отбортованных стальных днища с внутренними базовыми размерами типа: днище 3000Ч10-50-09Г2С ГОСТ 6533 — 68.

Соединение обечайки с днищем и крышкой можно выполнить цельносварным либо на фланцах. Выбираем цельносварное соединение.

Расчет внутренних диаметров входного и выходных патрубков

1. Расчет входного патрубка газа (d _вх ):

Примем скорость нефтегазовой смеси равной: =4 м/с

Тогда диаметр патрубка [10]:

где V _эм — расход потока смеси, м3/с.

Расчет выходного газового (dвых.г ) патрубка:

2. Аналогично принимаем скорость газа =15 м/с

(34)

3. Расчет выходного патрубка жидкости (d _{вых. ж .} ).

Принимаем скорость потока жидкости равной 0,9 м/с

Рассчитанные диаметры округляются до ближайшего большего значения. Результаты расчета и подбора штуцеров приведены в таблице 1.

Таблица 1 — Результаты подбора фланцев для штуцеров

Назначение штуцера	Кол-во	Dу, мм	dн, мм	Dф, мм	Dб, мм	D1, мм	m, кг	болты
								dб	z
Вход смеси	1	300	325	435	395	365	9,33	М20	12
Выход газа	1	400	426	435	495	465	11,6	М20	16
Выход нефти	1	125	133	235	200	178	2,6	М16	8

Таблица 2 — Характеристики люка

Dв, мм	Dф, мм	Dб, мм	h, мм	h1, мм	H, мм	d, мм	L, мм	l, мм	l1, мм	Болты	Масса, кг
										dб, мм	z
500	720	650	55	75	600	40	320	300	500	М36	20	442

Расчет опор аппарата. Опоры для аппаратов в химической промышленности выбираются из расчёта максимальной нагрузки, которую опора должна выдержать во время испытания. Для выбора опоры аппарата необходимо определить вес аппарата в случае его полного заполнения водой.

Масса жидкости будет равна [5]:

(36)

Масса корпуса [5]:

г (37)

Масса крышек:

(38)

Масса фланцев и штуцеров:

(39)

Общая масса аппарата с добавкой на другие детали 30% равна:

(40)

Тогда вес аппарата равен 1025302,5 Н. Примем количество опор равное 6, следовательно, на каждую опору нагрузка равна 170883,7 Н или 0,17 МН.

Согласно ОН 26-01-69-68 определены основные требования к опорам цилиндрических аппаратов вертикального расположения с учетом наличия теплоизоляционных материалов. Опора (лапа) выбирается исходя из допускаемой нагрузки на одну лапу.

4.3 Гидравлический расчет

Расчет гидравлического сопротивления необходим для определения затрат энергии на перемещение технологической среды и подбора насоса для перемещения.

Гидравлическое сопротивление обусловлено сопротивлением трения и местными сопротивлениями, возникающими при изменении скорости потока по величине и направлению.

Критерий Рейнольдса для пленки жидкости определяется выражением [5]:

где

Динамическую вязкость берем посчитанную в программе Hysys Па?с;

• Скорость входного потока в аппарат примем равной 1,5 м/с.

Полученное значение критерия Рейнольдса соответствует турбулентному режиму течения пленки (Re >1600).

Абсолютную шерховатость стенок аппарата принимаем равной

Д=0,1?. Тогда относительная шерховатость стенок аппарата равна:

(44)

сепаратор нефть жидкость химический

Далее определяют следующие величины:

Поскольку , принимаем, что в аппарате место имеет смешанное трение, в это случает, коэффициент трения определяется по формуле:

Гидравлическое сопротивление аппарата рассчитываем по формуле:

Дp

Где, L, D — длина и диаметр аппарата, м;

5. Технологическая схема сепарации нефти. Автоматизация процесса

Продукция скважин МГКМ, отсепарированный газ от С-1 (СВГС), С-1,2 (КГС) с узла входа шлейфов с давлением 5,0 МПа и температурой плюс 525 С поступает по трубопроводу диаметром Ду300 на первую ступень сепарации в вертикальный сепаратор С-1/1 через электроприводной кран ЭКП-6 и регулирующий клапан давления КР-1/1. Регулирующий клапан КР-1/1 прямого действия обеспечивает стабильное давление на входе в сепаратор первой ступени С-1/1 МПГ-1. Управление и сигнализация состояния ЭКП-6 выведена на щит в центральной операторной. Давление газожидкостной смеси до КР-1/1 и после замеряется электроконтактными манометрами ЭКМ поз. РIA М1.9 и поз. РIA М1.10 с выводом предупредительной сигнализации «min» и «max» давления в центральную операторную.

Для предотвращения гидратообразования перед КР-1/1 предусмотрена линия подачи метанола через запорный вентиль Зд-25.

Для предотвращения превышения давления на входе в С-1/1 установлены два предохранительные клапана ПК-1/1-1, 2, настороенные на давление срабатывания 8,25 МПа. В сепараторе первой ступени С-1/1, под действием сил гравитации происходит предварительное отделение из газового потока капельной жидкости и мехпримесей.

Отделившаяся жидкая фаза (газовый конденсат, метанольная вода и мехпримеси) через фильтр сетчатый ФС-1/1, клапан регулятор уровня Клр-1 и клапан запорный Клз-1 отводится в разделитель жидкости РЖ-1/1 с давлением 4,05,6 МПа и температурой плюс 525 С.

В блоке сепаратора С-1/1 предусмотрен контроль и регулирование следующих параметров:

• местное измерение температуры термометрами на входе газожидкостного потока поз. TI 1-22, на выходе газового потока поз.TI 1-21, жидкой фазы в аппарате поз.TI 1-1 и на выходе жидкой фазы поз.TI 1-20;

• дистанционное измерение и предупредительная сигнализация «min» температуры углеводородного конденсата в аппарате поз.TI 1-3;
• измерение, аварийная сигнализация, аварийная защита понижения уровня жидкости поз.LIСA 1-9a запорным клапаном Клз-1;
• измерение, предупредительная сигнализация «max» «min» уровня жидкости поз.LICA 1-10a, дистанционное управление и автоматическое регулирование уровня регулирующим клапаном Клр-1;
• измерение, аварийная сигнализация «max» уровня жидкости поз.LISA 1-11a и аварийная защита модуля закрытием шаровых кранов: ЭКП-6 на входе природного газа в модуль и ЭКП-7 на выходе из МПГ, открытия ЭКП-96 сброс на ФВД;
• предупредительная сигнализация «max» давления поз.PISA 1-17 в факельном коллекторе.

предупредительная сигнализация «min» и «max» давления на входе в сепаратор С-1/1 поз. PIA.М1-10 до КР-1/1 поз. PIA.М1-9 аварийная сигнализация «max» давления поз. РISA 1.6 на выходе газа из сепаратора, аварийное закрытие шаровых кранов ЭКП-6 и ЭКП-7, открытия ЭКП-96 сброс на ФВД.

Отсепарированная жидкость поступает на вход РЖ-1/1,2,3 по линии пластовой.

Газ подается в трубное пространство двухсекционного теплообменника «газ-газ» Т-1/1, где охлаждается обратным холодным потоком осушенного газа, проходящего по межтрубному пространству теплообменника Т-1/1, до температуры от минус 10С до плюс 10С.

Для предотвращения гидратообразования в трубном пространстве Т-1/1, предусмотрена подача метанола.

Охлажденный в теплообменнике Т-1/1 прямой поток газа с давлением 6,5-7.3 МПа, по трубопроводу Ду300, поступает в сепаратор второй ступени С-2/1.

Заключение

Курсовой проект расчета сепаратора процесса низкотемпературной сепарации природного газа заключался в расчете материального баланса, теплового расчета, были произведены технологический, гидравлический и конструктивно-механический расчёты сепаратора.

Вследствие проведенных расчетов были определены основные размеры аппарата, конструкция корпуса и внутренних устройств. Сепаратор обладает следующими характеристиками:

Тип сепаратора — вертикальный с сетчатой отбойной насадкой.

Диаметр сепаратора равен 3000 мм, длина сепаратора 13000мм.

Толщина стенки корпуса 10 мм.

Диаметры штуцеров: входная смесь: Ду=300мм, выходной для газа 400 мм, диаметр штуцера для отвода конденсата — 150 мм.

Корпус и внутренние устройства изготовлены из стали 09Г2С (ГОСТ 5520-79), сверху корпус покрыт теплоизоляцией из солевита толщиной 10 мм.

Список использованной литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/proekt-raschet-separatora/

1. Шевелев Т.Г. Сооружение и эксплуатация объектов подготовки и хранения углеводородного сырья. — Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела ТПУ, 2004 — 206с.

2. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. — М.: Недра, 1979. — 319с.

3. Каспарьянц К.С. и др. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа. — М.: Недра, 1977. — 136с.

4. Шилов В.И., Клочков А.А., Ярышев Г.М. Расчет констант фазового равновесия компонентов природных нефтегазовых смесей / Нефтяное хозяйство, №1, 1987. — с. 37-39.

5. Дытнерский Ю.И. Основные процессы и аппараты химической технологии: Пособие по проектированию. — М.: Химия 1991. — 496 с.

6. Г.А. Кирилов, В.М. Кудрявцев, Н.С. Чирков. К вопросу расчета газонефтяных сепараторов. — М: Недра, 1958

7. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. — Л.: Химия, 1982. — 592 с.

8. Разделительное и сепарационное оборудование. Каталог. — М., ОАО «Курганхиммаш», 2012.

9. Лащинский А.А. Основы конструирования и расчета химической аппаратуры: Справочник. — М.: ООО ИД «Альянс», 2008. — 752 с.

10. Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. Учебное пособие для вузов /Под ред. чл.-корр. АН СССР П.Г. Романкова. — 10-е изд., перераб. и доп. — Л.: Химия, 1987. — 576 с., ил.

11. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Часть 1. — М., Химия, 1972. — 360 с.

12. Синайский Э.Г., Лапига Е.Я., Зайцев Ю.В. Сепарация многофазных многокомпонентных систем. — М.: Недра, 2002. — 622с.

13. Гуревич Г.Р., Карлинский Е.Д. Сепарация природного газа на газоконденсатных месторождениях. — М., Недра, 1982. — 197 с.

14. Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. — М., Химия, 1980. — 408 с.

15. Нефтепромысловое оборудование: Комплект каталогов / Под ред. В.Г. Креца, В.Г. Лукьянова. — Томск: Изд-во Том. ун-та, 1999. — 500 с.

16. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. Учебник для химико-технологических вузов. — 8-е изд. перераб. — М.: Химия, 1971. — 784 с., ил.

17. Тронов В.П. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. — Казань: «Фен», 2002. — 408 с.

18. Основные процессы и аппараты химической технологии: пособие по проектированию: учебное пособие / Под ред. Ю.И. Дытнерского. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Химия, 1991. — 496 с.

19. Никифоров А.Д., Беленький В.А. Поплавский Ю.В. Типовые технологические процессы изготовления аппаратов для химических производств. Атлас. Учебное пособие для вузов. — М., Машиностроение, 1979. — 280 с.