ПДП_Кагхид. Взам инв. Подп и дата

Название	Взам инв. Подп и дата
Дата	19.06.2022
Размер	144.34 Kb.
Формат файла
Имя файла	ПДП_Кагхид.docx
Тип	Документы #602888


Взам. инв. №
Подп. и дата
Инв. № подл.
							УлГТУ-ОПДП-210301-845-22-22	Лист

	Изм.	Кол.уч	Лист	№ док.	Подпись	Дата

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЯ 5

1. Исходные данные 6

2. Разработка технологической схемы установки 7

В данной работе разработана технологическая схема установки для разделения водонефтяной эмульсии (рисунок1). 7

3. Разработка конструкции установки 8

4. Расчет основных параметров установки 10

4.1. Расчет основных геометрических параметров установки 10

1.Материальный баланс установки 10

Плотность водонефтяной эмульсии заданного состава: 10

𝜌_{э м} = 𝜌_н ∙ ⁽1 − 𝑁_0в⁾+ 𝜌_в ∙ 𝑁_0в= 916 (1) 10

Объемный расход водонефтяной эмульсии через аппарат: 10

𝑉_эм= = 1091,703 = 1,092 (2) 10

Массовый расход воды через аппарат: 10

𝑀_в = 𝑀_эм ∙ 𝑁_0в = 0,083 = 300 (3) 10

𝑉 _н= 𝑉 _эм ∙ ⁽1 − 𝑁 _0в⁾ = 764,192 = 0,764 (4) 10

2) Габаритные размеры установки 10

Из литературных данных известно, что время полного расслаивания водонефтяной эмульсии при использовании нанопорошковых деэмульгаторов составляет 120 минут. 10

Поэтому принимаем время пребывания эмульсии в отстаивающей секции установки: 𝜏_от = 120мин. 10

Исходя из объемного расхода эмульсии и планируемого времени пребывания эмульсии в аппарате, с учетов конструктивного запаса объема 15% в аппарате, определим внутренний объем отстойника: 10

𝑉_от = 𝑉_эм ∙ 𝜏_от ∙ 1,15 = 2510,917л = 2,511м³ (5) 11

Поскольку объем жидкости в смесительной и отстойной секциях должен быть одинаковым, то принимаем внутренний объем смесителя и нагревателя: 11

4.2 Прочностные расчеты 16

Принимает 𝑆₂_𝑘 = 4мм. 18

Таким образом, исполнительная толщина эллиптической фланцевой крышки:𝑆_кр = 4мм. 19

Допускаемое давление для крышки: 19

𝑃_2доп== 6,331атм = 0,641МПа (32) 19

2.4.3 Тепловой расчет 19

Для нагрева водонефтяной эмульсии применяется трубчатый змеевиковый теплообменник. Греющим теплоносителем являются горячие дымовые газы с температурой 400℃, пропускаемые через змеевик. Тепловая энергия передается эмульсии посредством конвекции через стенку змеевика. 19

Удельная теплоемкость водонефтяной эмульсии заданного состава (по правилу аддитивности): 19

𝐶_𝑝_эм= 𝐶_𝑝_н ∙(1 − 𝑁_0в) + 𝐶_𝑝_в∙𝑁_0в = 2,735 ∙ 10³ (33) 19

Принимаем рабочие температуры нагревательной секции установки: 19

𝑇_1г = 673К- температура теплоносителя на входе; 19

𝑇_2г = (150 + 273)К = 423К- температура теплоносителя на выходе; 19

𝑇_1эм= (20 + 273)К = 293К- температура эмульсии на входе; 19

𝑇_2эм= 348К- температура эмульсии на выходе. Количество теплоты, требуемой для нагрева эмульсии: 19

𝑄_нагр = 𝑀_эм ∙ 𝐶_𝑝_эм∙ (𝑇₁_эм− 𝑇₂_эм) = 41,791кДж (34) 19

Массовый расход горячих дымовых газов, необходимых для обеспечения требуемого количества тепла с учетом тепловых потерь 10%: 19

𝑖_г= (35) 20

Объемный расход дымовых газов: 20

𝑉_г= = 1095,473 (36) 20

Коэффициент теплопроводности при передаче тепла от газа к жидкости при вынужденной конвекции: 20

𝑘_𝑡₀ =50 (37) 20

Среднелогарифмическая разность температур: 20

∆𝑇_𝑏 = 𝑇₁_г− 𝑇₁_эм, (38) 20

∆𝑇_𝑚 = 𝑇₂_г− 𝑇₂_эм, (39) 20

∆𝑇_сред= = 187,96К. (40) 20

Поверхность теплопередачи: 20

𝐹_𝑡₀= = 4,447 м2 (41) 20

Теплопередающая поверхность образована змеевиковыми трубами, которые включают в себя прямолинейные участки и крутоизогнутые отводы 180 градусов (двойники). 20

𝑑_т = 76мм- наружный диаметр теплообменных труб; 20

𝑠_тр = 3,5мм- толщина стенки теплообменных труб; 20

𝐿_тр = 1600мм- длина прямого участка змеевика; 21

𝑅_тр = 95мм- радиус изгиба отвода. 21

Площадь наружной поверхности одной прямой трубы: 21

𝐹_1тр = 𝜋 ∙ 𝑑_т ∙ 𝐿_тр = 0,382м² (42) 21

Тогда необходимое количество прямых труб: 21

𝑁_тр= == 11,64 (43) 21

Следовательно принимаем 𝑁_тр = 12шт. 21

Для выбранного числа труб количество двойников: 21

𝑁_дв = 𝑁_тр − 3 = 9 (44) 21

Суммарная наружная поверхность двойников: 21

𝐹_дв = 𝜋 ∙ 𝑑_т ∙ 𝑅_тр ∙ 𝑁_дв = 0,641м² (45) 21

Итоговая поверхность теплопередачи для выбранной конструкции змеевика: 21

𝐹_𝑆 = 𝜋 ∙ 𝑑_т ∙ 𝐿_тр ∙ 𝑁_тр + 𝐹_дв = 5,226м² (46) 21

Скорость движения газов внутри теплообменных труб: 21

𝑤_г== 81,379 (47) 21

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 23

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 24

ВВЕДЕНИЯ

В ходе выполнения бакалаврской работы была разработана технологическая установка для разделения водонефтяных эмульсий термохимическим методом с применением нанопорошковых деэмульгаторов.

1. Исходные данные

Основные характеристики разрабатываемого технологического процесса:

𝑀_эм =100

=25

- массовый расход сырья(производительность);

𝑇_р = ⁽75 + 273⁾°К- рабочая температура процесса деэмульсации;

𝑃_р= 1,0 атм - рабочее давление в аппарате;

𝜌_н=880

– плотность нефти;

𝜌_в = 1000

– плотность воды;

𝐺_эм= 1000

– требуемая производительность по эмульсии;

𝑁_0в = 30% - исходное содержание воды;

𝑁_1в = 0,01% - конечное содержание воды;

𝐶_𝑝𝑛= 2,1 ∙ 10³

– теплоёмкость нефти(максимальная);

𝐶_𝑝_в= 4,218 ∙ 10³ –теплоемкость воды(средняя);

𝑌_дэ =15

– удельный расход нанопорошкового деэмульгатора на тонну

нефти;
𝑇_г = (400 + 273)°К– температура дымовых газов (греющег теплоносителя);

𝑁_𝑝_г = 1,151 ∙ 10³

– средняя удельная теплоемкость дымовых газов

при 400℃;

𝜌_г= 0,525

– средняя плотность дымовых газов при 400℃.

2. Разработка технологической схемы установки

В данной работе разработана технологическая схема установки для разделения водонефтяной эмульсии (рисунок1).

Рисунок 1 - Технологическая схема установки для разделения водонефтяной эмульсии термохимическим методом с применение деэмульгаторов.
В данной установке для разделения водонефтяной эмульсии исходную смесь (1), хранящуюся в сырьевом резервуаре подают в резервуар с теплообменником (3), выполненный по принципу «змеевик», по трубе в теплообменник поступает горячий газ (2), где смесь нагревается до температуры 75℃. Нагретая эмульсия далее поступает в смеситель (4). Над смесителем установлен дозатор (5) с помощью которого будет вводиться необходимое количество реагента-деэмульгатора, который будет мощно перемешиваться в смесителе с эмульсией при помощи центробежного насоса(6).

Далее эмульсия поступает в отстойник (7), где происходит последний этап разделения водонефтяной эмульсии- отстой. Отделившаяся пластовая вода (9) направляется из нижней части отстойника на установку по подготовке сточных вод, а из верхней части отстойника выходит готовая товарная нефть (8).

3. Разработка конструкции установки

Для данной технологической установки процесс разделения водонефтяной эмульсии включает в себя три стадии:

1) Предварительной нагрев исходной водонефтяной эмульсии до рабочей температуры процесса деэмульсации (80ºС).

2) Введение в подогретую эмульсию нанопорошкового деэмульгатора с последующим перемешиванием и гомогенизацией полученной суспензии.

3) Гравитационное отстаивание полученной трехфазной смеси до получения двухслойной однородной системы «нефть-вода».

Указанные стадии технологического процесса реализуются в установке, которая включает в себя две ёмкости. Первая ёмкость в виде горизонтального резервуара, изготовленного из углеродистой стали 10, разделена перегородкой на две равные половины.

В первой части будет проходить предварительный нагрев эмульсии. В нагревательной секции установлен теплообменник типа

«змеевик».

Сбоку по трубам в теплообменник поступает горячий газ постепенно нагревающий эмульсию. В перегородке, которая разделяет первый резервуар установлена переливная труба, по которой нагретая смесь будет поступать во вторую часть резервуара.

Данная часть включает в себя вторую стадию – смешивание с нанопорошковым деэмульгатором.

Для обеспечения равномерного перемешивания эмульсии с деэмульгатором и получения однородной суспензии применяется циркулирующий насос, соединённый с дозатором для подачи деэмульгатора.

Последняя стадия разделения водонефтяной эмульсии в данной установке

- гравитационное отстаивание. Стадия происходит во втором резервуаре,

соединенный при помощи трубопровода с первым резервуаром.
Нагретая смесь с деэмульгатором переходит в отстойник, где происходит разделение на две фазы: очищенная нефть и вода с нанопорошковым деэмульгатором. Водная суспензия с деэмульгатором подвергается разделению в отдельном аппарате.

Отделённый от воды нанопорошковый деэмульгатор возвращается в основной технологический процесс и применяется повторно.

4. Расчет основных параметров установки

4.1. Расчет основных геометрических параметров установки

1.Материальный баланс установки

Плотность водонефтяной эмульсии заданного состава:

𝜌_{э м} = 𝜌_н ∙ ⁽1 − 𝑁_0в⁾+ 𝜌_в ∙ 𝑁_0в= 916

(1)

Объемный расход водонефтяной эмульсии через аппарат:

𝑉_эм=

= 1091,703

= 1,092

(2)

Массовый расход воды через аппарат:

𝑀_в = 𝑀_эм ∙ 𝑁_0в = 0,083

= 300

(3)
Объемный расход нефти через аппарат:
𝑉 _н= 𝑉 _эм ∙ ⁽1 − 𝑁 _0в⁾ = 764,192

= 0,764

(4)

2) Габаритные размеры установки

Из литературных данных известно, что время полного расслаивания водонефтяной эмульсии при использовании нанопорошковых деэмульгаторов составляет 120 минут.

Поэтому принимаем время пребывания эмульсии в отстаивающей секции установки: 𝜏_от = 120мин.

Исходя из объемного расхода эмульсии и планируемого времени пребывания эмульсии в аппарате, с учетов конструктивного запаса объема 15% в аппарате, определим внутренний объем отстойника:

𝑉_от = 𝑉_эм ∙ 𝜏_от ∙ 1,15 = 2510,917л = 2,511м³ (5)

Поскольку объем жидкости в смесительной и отстойной секциях должен быть одинаковым, то принимаем внутренний объем смесителя и нагревателя:

𝑉_см = 𝑉_от = 2,511м³,

𝑉_нагр = 𝑉_от = 2,511м³,

𝑉_от = 𝑉_см = 𝑉_нагр = 2,511м³.
Таким образом, разрабатываемая установка должна включать в себя три резервуара емкостью не менее 2,5м³.

В качестве конструкции единичной установки выбираем типовую конструкцию горизонтального стального резервуара с номинальным объемом аппарата 3м³ – РГС-3, в соответствии с ГОСТ 17032-2010.

«Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия».

При этом, наиболее рационально объединить первую(нагревательную) и вторую(отстаивающую) секции в одном корпусе с общей стенкой.

Третью (отстаивающую) секцию выполнить в отдельном стандартном резервуаре.

В качестве корпуса отстойника принимаем резервуар РГС-3. Габаритные размеры резервуара РГС-3, в соответствии с ГОСТ 17032-71 «Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Типы и основные размеры.»:

𝐷_вн = 1400_мм – внутренний диаметр корпуса резервуара;

𝐿_к = 1980_мм – длина цилиндрической части резервуара;

𝑆_к = 4_мм – толщина стенки корпуса резервуара.

Для изготовления корпуса нагревателя и смесителя также принимаем два резервуара РГС-3.

Тогда длина корпуса смесителя с нагревателем без учеты крышек:

𝐿_а = 2 ∙ 𝐿_к = 3,96_м= 3960_мм (6)

3)Расчет патрубков

Для подачи исходной водонефтяной эмульсии в нагревательную секцию установки, перевода сырья в смеситель и отвода в отстойник, отвода деэмульгированной нефти и воды из отстойника применяются цилиндрические патрубки.

Для обеспечения нормальной работы перекачивающих насосов, рекомендуемая скорость движения вязких жидкостей в гладких трубах должна быть не более 1 м/с.

Рекомендуемая скорость для воды составляет 1 м/с.

𝑤_эм=0,6

– скорость движения водонефтяной эмульсии в патрубках;

𝑤_в= 1

– скорость движения воды эмульсии в патрубках;

𝑤_н = 0,5

– скорость движения нефти эмульсии в патрубках.

Тогда внутренние диаметры патрубков должны быть не менее, чем:

^𝑑_эм=

= 25,368_мм – диаметр патрубка для перекачивания

эмульсии;
^𝑑_в=

= 10,301_мм – диаметр патрубка для перекачивания воды;

^𝑑_н=

= 23,721_мм – диаметр патрубка для перекачивания нефти.

В соответствии с результатами расчет принимаем для изготовления патрубков следующие стандартные значения наружных диаметров труб по ГОСТ 10704 при толщине стенки 2мм:

𝑑1_эм= 30мм - наружный диаметр патрубка для перекачивания эмульсии;

𝑑1_в = 20мм – наружный диаметр патрубка для перекачивания воды;

𝑑1_н = 30мм – наружный диаметр патрубка для перекачивания нефти.

4) Расчет фланцевых соединений
Принимаем в качестве крышек плоские фланцевые крышки, присоединяемые к цилиндрическому корпусу сваркой. Для присоединения трубопроводов к патрубкам аппаратов также принимаем фланцевые соединения, включающие в себя фланцы, прокладки и болты.

5)Прокладки фланцевых соединений

Для обеспечения герметичности между фланцами устанавливаем плоские прокладки из бензомаслостойкой резины.
Характеристики фланцевого соединения для плоских фланцевых крышек корпуса:

𝑚_1пр = 1 – модуль прокладки;

𝑢₁ = 5мм – нормативный зазор между гайкой и обечайкой;

𝑑_1б = 24мм – диаметр болтов;

𝑒₁ = 1,5 ∙ 𝑑_1б – нормативный размер;

𝐷_вн = 1400мм – внутренний диаметр;

𝑏_1пр = 10мм – ширина прокладки.

Диаметр окружности болтов:

𝐷_1б = 𝐷_вн + 2 ∙ (𝑆_к + 𝑑_1б + 𝑢₁) = 1466мм (7)

Наружный диаметр фланца:

𝐷_1фл = 𝐷_1б + 2 ∙ 𝑑_1б= 1514мм (8)

Наружный диаметр прокладки:

𝐷_1пр.нар= 𝐷_1б − 𝑒₁ = 1430мм (9)

Средний диаметр прокладки:

𝐷_{1пр.сред}= 𝐷_1пр.нар− 𝑏_1пр = 1420мм (10)

6) Выбор болтов

Из условия герметичности соединений в зависимости от диаметра болта и рабочего давления выбираем шаг болтов.

При рабочем давлении в аппарате до 0,3МПа. Шаг болтов:

𝑓_1б = 5 ∙ 𝑑_1б = 120мм (11)

Число болтов:

𝑧_1б=

= 38,38 (12)

Принимаем 𝑧_б = 39шт.

Центральный угол между болтами:

𝛼_1б=

= 9,38° (13)
Минимальное сечение болта (по внутреннему диаметру резьбы):

𝐹

= 3,801 ∙ 10⁻⁴м² (14)

Модуль упругости материала болта (углеродистая сталь):

𝐸_𝑏 = 2 ∙ 10¹¹ Па (15)

7) Усилия во фланцевом соединении

При эксплуатации во фланцевом соединении имеет место усилие, которое складывается из составляющих:

𝑄_𝐸 = 𝑅_р + 𝑄_𝑑 + 𝑄_𝑡 (16)

Сила осевого сжатия прокладки (реакция прокладки):

𝑅_р = 𝜋 ∙ 𝐷_{1пр.сред}∙ 𝑏_1пр ∙ 𝑚_1пр ∙ 𝑃_р = 4,52кН (17)

Усилие от внутреннего давления:

𝑄_d =

𝑃_р=160,466кН (18)

Усилие от разности температур болтов и фланца:

𝛾 = 0,02 – коэффициент

𝛼_𝑡 = 12 ∙ 10⁻⁶

– коэффициент термического расширения для

углеродистой стали.

𝑄_𝑡 = 𝛾 ∙ 𝑧_б ∙ 𝐹_1б ∙ 𝐸_б ∙ 𝑇_р ∙ (𝛼_𝑡 − 0,95 ∙ 𝛼_𝑡) = 12,382кН (19)

Тогда эксплуатационное усилие:

𝑄_𝐸 = 𝑅_р + 𝑄_𝑑 + 𝑄_𝑡 = 177,368кН (20)

Для того, чтобы обеспечить герметичность соединения при заданном давлении и податливости прокладки при монтаже затяжкой болтов необходимо создать определенное усилие.

𝛽 = 1- коэффициент жесткости соединения;

𝜎_𝑡₂₀ = 170МПа- допускаемое напряжение стали при температуре 20℃;

𝜎_𝑡_р = 150МПа- допускаемое напряжение стали при рабочей температуре (80℃);

𝜀 =

= 1,133- коэффициент прочности.

Усилие затяжки болтов при монтаже:

𝑄_М = 𝜀 ∙ (𝛽 ∙ 𝑄_𝑑 ∙ 𝑅_р) = 189,984кН (21)

8) Расчет болтов на прочность

При расчете болтов на прочность расчетное усилие выбирается максимальным из трех значений:

𝑄_𝑏 = max(𝑅_Р, 𝑄_М, 𝑄_Е),

𝑄_𝑏 = 186,984кН.

Нормативный коэффициент запаса прочности при неконтролируемой затяжке болтов выбирается в соответствии с материалом и диаметром болтов. Для выбранных болтов:

𝑛_𝑧 = 4- коэффициент запаса прочности;

𝜎_𝑚 = 170МПа – допускаемое напряжение материала болтов.

Допускаемое напряжение болтов:

𝜎_доп.б=

= 102МПа (22)

Напряжение при эксплуатации болтов:

𝜎_б =

= 12,613МПа (23)

Условие прочности:

𝜎_б ≤ 𝜎_доп.б

12,613МПа ≤ 102МПа, следовательно, условие выполняется.

4.2 Прочностные расчеты

1) Расчет допускаемого давления в корпусе

Материал корпуса- углеродистая сталь 10.

Допускаемое напряжение материала корпуса при рабочей температуре процесса: 𝜎_доп = 150МПа.

Поправка на коррозию материала корпуса: 𝐶_к = 1мм.

Допускаемое давление в корпусе определим исходя из рассмотрения условия прочности стенки корпуса:

𝑃_1доп=

= 6,331атм = 0,641МПа. (24)

2) Определение толщины фланца крышки

Болты при затяжке создают изгибающий момент на фланце и толщина фланца должна быть достаточна, чтобы изгибающие напряжения во фланце были меньше допускаемых.

Расчетное усилие на фланце:

𝑄_фл=

= 849,576кН (25)

Плечо изгибающего момента (расстояние от оси болтов до обечайки):

𝐿_𝑚=

=29мм (26)

Тогда толщина фланца из условия прочности:

ℎ_1фл=

= 14,394мм (27)

Принимаем ℎ_1фл = 16мм.

3) Проверка прокладок на прочность

При слишком больших усилиях неметаллические прокладки могут быть раздавлены и разрушены, поэтому прокладки следует проверять на предельно допускаемое давление.

𝑞_доп= 40МПа- допускаемое давление при обжатии прокладки (из твердой резины).

Давление, возникающее при обжатии прокладки:

𝑄_п=

= 4,191МПа (28)

Следовательно, условие выполняется.

4) Расчет толщины крышек корпуса

Поскольку в крышках имеются отверстия для патрубков (в левой крышке одно отверстие для патрубка подачи теплоносителя), то коэффициент ослабления крышки отверстиями:

𝑑_𝑡 = 76мм- диаметр патрубка подачи теплоносителя (горячие дымовые газы);

𝜑 = 1- коэффициент сварного шва (двусторонний стыковой); Коэффициент ослабления:

К_О =

= 1,028 (29)

Тогда расчетная толщина плоской крышки с учетом припуска на коррозию:

𝑆_1кр = 0,55∙ К_О∙𝐷_вн∙

= 21,577мм (30)

Принимаем 𝑆_1кр = 22мм.

Полученное значение слишком велико, т.е. применение плоской крышки экономически неоправданно.

Для эллиптической крышки расчетная толщина определяется с учетом прочности и жесткости.

𝑅_р = 𝐷_вн = 1400мм- расчетный радиус;

𝑘₃ = 0,9- коэффициент;

𝐸_𝑚 = 2 ∙ 10¹¹Па- модуль упругости материала крышки (углеродистая сталь).

Расчетная толщина эллиптической крышки:

𝑆_2кр= max

+ 𝐶_к

𝑆₂_𝑘 = 3,989мм. (31)

Принимает 𝑆₂_𝑘 = 4мм.

Таким образом, исполнительная толщина эллиптической фланцевой крышки:𝑆_кр = 4мм.

Допускаемое давление для крышки:

𝑃_2доп=

= 6,331атм = 0,641МПа (32)

2.4.3 Тепловой расчет

Для нагрева водонефтяной эмульсии применяется трубчатый змеевиковый теплообменник. Греющим теплоносителем являются горячие дымовые газы с температурой 400℃, пропускаемые через змеевик. Тепловая энергия передается эмульсии посредством конвекции через стенку змеевика.

Удельная теплоемкость водонефтяной эмульсии заданного состава (по правилу аддитивности):

𝐶_𝑝_эм= 𝐶_𝑝_н ∙(1 − 𝑁_0в) + 𝐶_𝑝_в∙𝑁_0в = 2,735 ∙ 10³

(33)

Принимаем рабочие температуры нагревательной секции установки:

𝑇_1г = 673К- температура теплоносителя на входе;

𝑇_2г = (150 + 273)К = 423К- температура теплоносителя на выходе;

𝑇_1эм= (20 + 273)К = 293К- температура эмульсии на входе;

𝑇_2эм= 348К- температура эмульсии на выходе. Количество теплоты, требуемой для нагрева эмульсии:

𝑄_нагр = 𝑀_эм ∙ 𝐶_𝑝_эм∙ (𝑇₁_эм− 𝑇₂_эм) = 41,791кДж (34)

Массовый расход горячих дымовых газов, необходимых для обеспечения требуемого количества тепла с учетом тепловых потерь 10%:

𝑖_г=

(35)

Объемный расход дымовых газов:

𝑉_г=

= 1095,473

(36)

Коэффициент теплопроводности при передаче тепла от газа к жидкости при вынужденной конвекции:

𝑘_𝑡₀ =50

(37)

Среднелогарифмическая разность температур:

∆𝑇_𝑏 = 𝑇₁_г− 𝑇₁_эм, (38)

∆𝑇_𝑚 = 𝑇₂_г− 𝑇₂_эм, (39)

∆𝑇_сред=

= 187,96К. (40)

Поверхность теплопередачи:

𝐹_𝑡₀=

= 4,447 м² (41)

Теплопередающая поверхность образована змеевиковыми трубами, которые включают в себя прямолинейные участки и крутоизогнутые отводы 180 градусов (двойники).

𝑑_т = 76мм- наружный диаметр теплообменных труб;

𝑠_тр = 3,5мм- толщина стенки теплообменных труб;

𝐿_тр = 1600мм- длина прямого участка змеевика;

𝑅_тр = 95мм- радиус изгиба отвода.

Площадь наружной поверхности одной прямой трубы:

𝐹_1тр = 𝜋 ∙ 𝑑_т ∙ 𝐿_тр = 0,382м² (42)

Тогда необходимое количество прямых труб:

𝑁_тр=

== 11,64 (43)

Следовательно принимаем 𝑁_тр = 12шт.

Для выбранного числа труб количество двойников:

𝑁_дв = 𝑁_тр − 3 = 9 (44)

Суммарная наружная поверхность двойников:

𝐹_дв = 𝜋 ∙ 𝑑_т ∙ 𝑅_тр ∙ 𝑁_дв = 0,641м² (45)

Итоговая поверхность теплопередачи для выбранной конструкции змеевика:

𝐹_𝑆 = 𝜋 ∙ 𝑑_т ∙ 𝐿_тр ∙ 𝑁_тр + 𝐹_дв = 5,226м² (46)

Скорость движения газов внутри теплообменных труб:

𝑤_г=

= 81,379

(47)

Основные расчетные параметры установки

Таблица 1

Наименование	Значение
Внутренний объем смесителя, отстойника, нагревателя, м³	2,5
Длина корпуса смесителя, мм	3960
Диаметр патрубка для перекачивания эмульсии, мм	25,368
Диаметр патрубка для перекачивания воды, мм	10,301
Диаметр патрубка для перекачивания нефти, мм	23,721
Диаметр окружности болтов прокладки фланцевых соединений, мм	1466
Наружный диметр фланца, мм	1514
Наружный диаметр прокладки, мм	1430
Средний диаметр прокладки, мм	1420
Шаг болтов, мм	120
Число болтов, шт	39
Центральный угол между болтами,°	9,38
Допускаемое напряжение болтов, МПа	102
Напряжение при эксплуатации болтов, МПа	12,613
Допускаемое давление в корпусе, МПа	0,641
Усилие на фланце, кН	849,576
Плечо изгибающего момента, мм	29
Толщина фланца, мм	14,394
Толщина плоской крышки, мм	22
Толщина эллиптической крышки, мм	4
Допускаемое давление для крышки, МПа	0,641
Удельная теплоемкость водонефтяной эмульсии, Дж/кг∙К	2735
Массовый расход дымовых газов, кг/ч	575,123
Объемный расход дымовых газов, м³/ч	1095,473
Площадь наружной поверхности одной трубы, м²	0,382
Количество прямых труб, шт	12
Скорость движения газов внутри труб, м/с	81,379

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе расчетов были определены основные параметры технологической установки для разделения водонефтяной эмульсии. Результаты расчетов приведены в таблице 1.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Ахметов, С. А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа : учебное пособие / С. А. Ахметов. – СПб : Недра, 2006. – 868с.

2. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества, свойства и применение: учебник / А. А. Абрамзон. - Л.: Химия, 1981. – 256с.

3. Амелин И. Д. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых скважин : монография / И. Д. Амелин, Р. С. Андриасов. – Москва : Недра, 1978. – 357с.

4. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение эмульсий : учебник / Г. Н. Позднышев. – Москва : Недра, 1982. - 259с.

5. Середа Н. Г. Бурение нефтяных и газовых скважин : учебное пособие / Н. Г. Середа, Е. М. Соловьев. – Москва : Недра, 1974. – 459с.

6. Пат. 663417 Российская Федерация, МПК7 B01D17/02. Аппарат для обезвоживания нефти / Е. Ф. Шабаев ; заявитель и патентообладатель Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности «гипровостокнефть». - № 2563755/23-26 ; заявл. 05.01.78; опубл. 25.05.79, Бюл. № 19.

7. Пат. 41987 Российская Федерация МПК7 B01D17/028. Аппарат для обезвоживания и обессоливания нефти / Ю. Ю. Костаков, В. Н. Новиков ; заявитель и патентообладатель общество с ограниченной ответственностью

«Полимер- 1». - № 25015696/09 ; заявл. 19.07.2004 ; опубл. 20.11.2004, Бюл. № 18.

8. Пат. 489516 Российская Федерация МПК7 B01D17/02. Деэмульсатор для обезвоживания, обессоливания нефти / В. П. Тронов, Ф. Ф. Хамидуллин, Н. С. Кораблинов, А.И. Ширеев, А. Г. Гарифуллин ; заявитель и патентообладатель татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности. - № 1783817/23-26 ; заявл. 25.04.72; опубл. 18.12.75, Бюл. № 40.