Исследование и совершенствование технологий промысловой обработки газоконденсатных смесей в условиях месторождений Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Якупов, Зимфир Галимухаметович

• Якупов, Зимфир Галимухаметович
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Якупов, Зимфир Галимухаметович

Введение

1 ОСОБЕННОСТИ ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКИ

ГАЗА НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

1.1 Анализ условий работы установок НТС на Уренгойском ГКМ

1.2 Эволюция технологий применения метанола для предупреждения гидратообразования на установках НТС I I

1.3 Оценка эффективности различных вариантов использования метанола при низкотемпературной обработке газа

1.4 Характеристика условий промысловой обработки газа нижнемеловых отложений на Ямбургском ГКМ

1.5 "Гндратные" условия эксплуатации УКПГ-1в на Ямбургском месторождении

2 УСЛОВИЯ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

УКПГ-1В ПО ПРОЕКТНОЙ СХЕМЕ

2.1 Результаты обследования работы абсорберов гликолевой осушки газа

2.2 Условия работы теплообменного оборудования

2.3 Показатели работы сепараторов С-3 и разделителей Р

2.4 Условия работы низкотемпературных абсорберов углеводородов Сз+

2.5 Общая характеристика работы УКПГ-1 в н основные задачи исследования в диссертационной работе

3. АНАЛИТИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

УКПГ-1 В С ГЛИКОЛЕВОЙ ОСУШКОЙ ГАЗА

3.1 Разработка расчетных методов для моделирования условий работы теплообменников "газ-газ"

3.2 Исследование причин неудовлетворительной работы аппаратов воздушного охлаждения и теплообменников "газ-газ"

3.3 Определение условий гидратообразования в конденсате-абсорбенте и абсорбере жидких углеводородов

3.4 Оценка эффективности работы теплообменного оборудования для охлаждения конденсата-абсорбента

3.5 Совершенствование системы охлаждения конденсата-абсорбента 89 4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

МЕТАНОЛА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УКПГ-1В

С ГЛИКОЛЕВОЙ ОСУШКОЙ ГАЗА

4.1 Расчетное моделирование фазовых превращений метанола н воды в массообменных аппаратах

4.2 Исследование фазовых переходов метанола и воды в процессе низкотемпературной абсорбции углеводородов Cj+

4.3 Определение условий безгндратной работы абсорберов жидких углеводородов

4.4 Прогнозная оценка эффективности применения метанола при проектном режиме работы УКПГ-1в

5 РАЗРАБОТКА ОПТИМАЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ГАЗА НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ЯМБУРГСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ I

5.1 Исследование условий эксплуатации укпг-1в при использовании метанола по традиционной технологии

5.2 Выбор варианта рециркуляционной технологии применения метанола

5.3 Прогнозная оценка эффективности десорбции метанола газом из водных растворов

5.4 Результаты промышленных испытаний новой технологии

5.5 Совершенствование однореагентной технологии эксплуатации УКПГ-1 в

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и совершенствование технологий промысловой обработки газоконденсатных смесей в условиях месторождений Западной Сибири»

Более полное извлечение углеводородов Сз+ из добываемого газоконден-сатного сырья и обеспечение надежной работы газо- и конденсатопроводов в многолетнемерзлых породах в условиях месторождений углеводородов Западной Сибири являются актуальными задачами для газовой отрасли. Решение этих задач в условиях разработки одного из крупнейших в стране Ямбургского газоконденсатного месторождения и совершенствование на этой основе технологии промысловой обработки добываемого углеводородного сырья позволит повысить степень извлечения жидких углеводородов, эффективность технологических процессов и уменьшит отрицательное воздействие на окружающую среду.

Добываемая на Ямбургском месторождении газоконденсатная смесь, поступает на УППГ-2, УШИ -3 и УКПГ-1в, причем промысловая обработка всего объема газа (~12 млрд. м3 в год) осуществляется на УКПГ-1в. Поступающее на установку углеводородное сырье характеризуется значительным содержанием углеводородов Сз+ в газе - около 80 г/м3. Годовая добыча товарного нестабильного конденсата составляет более 1500 тыс. т.

Как показала практика, из-за нерешенной проблемы гидратообразования на УКПГ-1в достижение регламентированной температуры товарного газа (-2.-5°С) оказалось возможным лишь при температуре процесса низкотемпературной абсорбции (НТА) углеводородов Сз+ на 15°С выше проектной: минус 25°С. Это приводит к нарушению требований ОСТ 51.40-93 по показателю качества газа "точка росы по углеводородам", а также к низкому уровню извлечения жидких углеводородов из газа и снижению коэффициента конденсато-отдачи.

В проектную технологию УК111 -1в включены следующие технологические приемы, ранее не применявшиеся, или применявшиеся в ограниченном масштабе при эксплуатации газоконденсатных месторождений: гликолевая осушка газа после первичной сепарации добываемого сырья; использование турбодетандерных агрегатов(ТДА) с самого начала эксплуатации месторождения; низкотемпературная абсорбция легких углеводородов охлажденным конденсатом, выделенным на ступени первичной сепарации.

Значительная часть элементов проектной технологии хорошо зарекомендовала себя в процессе опытно - промышленной эксплуатации УКПГМв (в частности, процесс НТА и применение ТДА). Что касается преимуществ гли-колевой осушки газа, то получившие в последние годы развитие идеи по повышению эффективности использования метанола на установках НТС резко повысили технологическую конкурентоспособность этого традиционного ингибитора и обусловили пересмотр данного проектного решения.

Поскольку радикальное изменение технологии на объектах с масштабной производственной мощностью, в том числе на УКПГ-1в, является весьма ответственным шагом, то целью диссертационной работы являлось исследование и совершенствование методов повышения эффективности технологии промысловой обработки газоконденсатных смесей для обеспечения извлечения максимального количества жидких углеводородов и предупреждения гид-ратообразования. v

Отсюда появлялась необходимость обоснования возможности надежной безгидратной работы УКПГ-Ib при новых условиях эксплуатации и поиск подтверждения более высоких технико-экономических показателей установки по сравнению с существующими. Определяющим при этом было выявление и реализация условий для синхронной оптимизации двух сопутствующих технологий: основного процесса - НТА и предупреждения гидратообразования с использованием метанола.

В свете изложенного основными задачами исследования диссертационной работы стали:

- анализ термогидродинамических условий работы установок комплексной подготовки газа (УКПГ) на примере Ямбургского газоконденсатного месторождения;

- анализ условий образования гидратов и перспектив применения различных способов их предупреждения в разные периоды разработки месторождений;

- анализ динамики извлечения жидких углеводородов в процессе разработки газоконденсатной залежи и установление технологических режимов эксплуатации, обеспечивающих максимальную конденсатоотдачу.

В процессе выполнения диссертационной работы исследованы термобарические параметры процесса извлечения жидких углеводородов из газа в условиях возможного гидратообразования. Установлена необходимость комплексного учета взаимодействия этих факторов при проектировании технологий обработки газоконденсатных смесей. Исследованы условия фазовых превращений в системе «природный газ - метанол — вода» при противоточном контактировании водометанольного раствора с газом и выявлены хорошие предпосылки для реализации этого процесса на УКПГ-1 в Ямбургского месторождения.

Для решения поставленных задач выполнены аналитические и промысловые исследования технологии^ обработки газоконденсатных смесей, расчетное моделирование и промышленные испытания усовершенствованных процессов при комплексном рассмотрении вопросов извлечения максимального количества конденсата и предупреждения гидратообразования.

Реализация предложенных диссертантом рекомендаций обеспечила значительное улучшение показателей работы УКПГ-1 в на Ямбургском месторождении. Использование результатов исследований в условиях месторождений Западной Сибири повысит эффективность работы систем подготовки газа и надежность технологии предупреждения гидратообразования, что особенно важно на проектируемых газоконденсатных месторождениях акватории Тазов-ской губы и полуострова Ямал.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Якупов, Зимфир Галимухаметович

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Исследование термобарических условий извлечения жидких углеводородов из газа в условиях возможного гидратообразования показало необходимость комплексного учета взаимодействия этих факторов при проектировании технологий обработки и подготовки к транспорчу газоконденсатных смесей.

2. Гликолевая осушка с подачей метанола в конденсат-абсорбент на УКПГ-1в не обеспечивает достижения проектной температуры охлажденного газа вследствие гидратообразования в теплообменном оборудовании. Безгидратный режим НТА обеспечивается при температуре не ниже минус 10°С. С повышением температуры НТА надежность безгидратного режима возрастает, но при этом значительно снижается конденсатоотдача.

3. При механическом уносе ДЭГа из абсорбера гликолевой осушки в количестве менее 12 г/1000 м3 и снижении температуры газа до проектного значения (-6°С) в теплообменном оборудовании УКПГ-1в происходит гидратообразование. Стабильный безгидратный режим работы теплообменников на УКПГ-1в при фактическом уносе ДЭГа из абсорберов гликолевой осушки -50 г/1000 м3 и диапазоне изменения концентрации регенерированного абсорбента 97,3.99,3 мас.% устанавливается при температуры газа не ниже 0.-2()С.

4. В зависимости от качества гликолевой осушки точка росы по воде поступающего в абсорбер жидких углеводородов газа составляет -21.-26ПС\ вследствие чего для обеспечения устойчивого безгидратного проектного режима работы абсорбера с температурой -25°С необходимо применять метанол.

5. Разработаны методы расчета расходных показателей прямых и обратных потоков газа в теплообменном оборудовании УКПГ-1 в и коэффициентов теплопередачи для каждого аппарата. Установлена более высокая эффективность (на 30 %) теплообмена при последовательном соединении теплообменников Т-2 и Т-3 по сравнению со схемой параллельного соединения. Обоснованность расчетных данных подтверждена при реализации последовательного соединения указанных теплообмен н и ков.

6. Разработана модель расчета фазовых превращений при протипоточном контактировании водометанольного раствора с газом. При заданном числе теоретических ступеней массопереноса максимальная остаточная концентрация метанола в водной фазе соответствует концентрации исходного BMP 40.60 мас.% Максимальное остаточное количество метанола в водной фазе соответствует более низким концентрациям ингибитора в исходном BMP: 30.45 мас.%.

7. В процессе исследований условий фазовых превращений в системе «природный газ - метанол - вода» при противоточном контактировании водометанольного раствора с газом, выявлена возможность реализации этого процесса на УКПГ Ямбургского и других месторождений Западной Сибири.

8. Расчетом установлено и экспериментально подтверждено, что для условий эксплуатации УКПГ-1 в заметное снижение эффективности отдувки метанола происходит при подаче на орошение BMP в количестве более 3 кг/1000 м\ Выполненная на основании результатов исследований реконструкция аппаратов А-1 обеспечивает повышение эффективности отдувки метанола из раствора "отработанного" ингибитора с 60 до 90 %.

9. Разработан и внедрен новый способ применения метанола для предупреждения гидратообразования, обеспечивающий практически полный возврат ингибитора в цикл обработки газа из получаемой на установке водной фазы.

При эксплуатации УКПГ-1в с использованием новой технологии температура НТА снижена с минус 23°С до минус 30°С, благодаря чему удельное количество извлекаемых из газа углеводородов Сз+ увеличилось более чем на 10 г/м3. Исключен из производственного процесса дорогостоящий ДЭГ и снижен расход метанола. Улучшена экологическая характеристика УКПГ-1 в: в промышленных стоках отсутствует диэтиленгликоль и с 15 % мае. до I % мае. уменьшилось содержание метанола. Использование результатов исследований в условиях намеченных к эксплуатации месторождений с аналогичными термобарическими условиями повысит надежность технологии предупреждения гидратообразования и эффективность работы систем подготовки и транспорта газа в целом.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Якупов, Зимфир Галимухаметович, 2004 год

1. Ананенков А.Г., Мурин В.И., Салихов З.С., Кубанов А.Н., Якупов З.Г. Ямбу рггаздобыча: промысловая подготовка газа.- М.: "Газовая промышленность", декабрь 1998 г.

2. Методические рекомендации по предупреждению гидратообразования на валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ, ч. I. Истомин В.А., Лакеев В.П., Бурмистров А.Г., Квон В.Г. М., ВНИИГАЗ, 1990, с. 82.

3. Горкавый А.О., Кайгородов В.А., Карабельников О.М. и др. Авторское свидетельство СССР № 970037: Устройство для предотвращения гидратообразования в газопроводе, 1982.

4. Новая технология обработки газа метанолом и возможность ее применения на месторождениях Крайнего Севера Бондарь А.Д., Агишев А.П., Велигу-ра В.Г. и др. Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений Сибири, Тюмень, 1971, с.69-^-77.

5. Carl W. Zahn, United States Patent № 3,633,338, Jan. 11,1972.7. ' Бурмистров А.Г, Истомин B.A., В.П. Лакеев В.П. и др. Авторское свидетельство СССР № 1350447: Способ подготовки углеводородного газа к транспорту, 1986.

6. Истомин В.А., Лакеев В.П., Сулейманов Р.С. и др. / Новая технология промысловой обработки газа // Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Западной Сибири, X Юбилейная научно-техн. конфер., Нов. Уренгой, окт. 1993. М., ИРЦ Газпром, 1994, с. 115-117.

7. Авторское свидетельство СССР № 1606827 Способ подготовки углеводородного газа к транспорту. / В.А. Истомин, А.Г. Бурмистров, В.П., В.П. Лакеев и др.

8. Бурмистров А.Г., Сперанский Б.В. Особенности применения летучих ингибиторов гидратообразования Подготовка и переработка газа и газового конденсата. Реф. Сб. ВНИИЭгазпром, 1983, вып. 5, с. 1-3.

9. Бурмистров А.Г., Сперанский Б.В., Степанова Г.С. Причины высоких концентраций метанола в низкотемпературном сепараторе УКПГ Газовая промышленность, "Недра", 1986, №4, с.21+22.

10. Кабанов Н.И. Фазовое распределение и экологические вопросы использования метанола в качестве антигидратного реагента. Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата.- М.: ИРЦ Газпром, 1996 г., с. 19.

11. Noda К., Sato К., Nagatsuka К., Ishida К. Fertary liquid- liquid equilibria for the systems of aquzous methanol solutions and propane or n-Heptane J. of Chem Engng. of Japan, V.8, N6, 1975, p.493-497

12. Nulsen R.B., Bucklin R.W. Who not use methanol for hydrate control? Hydrocarbon Processing, April, 1983, V.62, p. 71-78

13. Гухман JI.M., Айзенберг С.И. Расчет на ЭВМ материального и теплового баланса установки НТС газа с использованием метанола "Проблемы нефти и газа Тюмени", 1982, вып.54, с. 48-51.

14. Новые технические решения при обустройстве Ямбургского ГКМ. Турев-ский Е.Н., Елистратов В.И., Кубанов А.Н. и др. — М.: ВНИИЭгазпром, Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып. 5, 1988,36 с.

15. Кемпбел Д.М. Очистка и переработка природных газов (перевод с английского), М., "Недра", 1977, 350с.

16. Требин Ф.А., Хорошилов В.А., Демченко А.В. О кинетике гидратообразования природных газов. Газовая промышленность, 1966, N 6, с. 11-13.

17. Кийко Е.К. Гидратообразоавние в промышленных установках подготовки газа Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных меторождений. Реф. сб. ВНИИЭгазпрома, 1978, № 5, 1978, с. 27-32.

18. Истомин В.А. В полной ли мере показатель точки росы газа по влаге характеризует качество товарного газа? — НТС. Сер.: Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, пореработка и использование газа, М: ИРЦ Газпром, 1995, №3-4; с. 1-10.

19. Николаев В.В., Бусыгина Н.В., Бусыгин И.Г. Основные процессы физической: и физико-химической переработки газа. М.: ОАО "Издательство "Недра", - 1998. - 184 е.: ил.

20. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. -М.: ООО "Недра Бизнесцентр", 1999, - 596 е.: ил. ISBN 5 8365-0008-8

21. Коротаев Ю.П., Гвоздев Б.П., Гриценко А.И. Подготовка газа к транспорту, М., "Недра", 1973, с. 240.

22. Влияние пленки гликолей на теплопередачу в кожухотрубных теплообменниках НТС. П.Е. Яцюк, Н. Турдыбаев, Л.И. Дьячкова и др. "Газовая промышленность", 1976, № 4, с. 27-28.

23. Коротаев Ю.П., Кулиев А.В., Мусаев P.M. Борьба с гидратами при транспорте природных газов. М., "Недра", 1973, с. 136.

24. Типовые технологические схемы промысловой обработки газа и конденсата. М., ВНИИГАЗ, 1971, с. 128.

25. Технический прогресс в технологии осушки природного газа. Бекиров Т.М., Халиф А.Л., Куликов Ю.А., Сурков Ю.В. Научн.-техн. обзор, Серия: переработка газа и газового конденсата, ВНИИЭгазпром, М., 1975, с. 56.

26. Бекиров Т.М. Пути интенсификации процессов промысловой и заводской обработки газа М., ВНИИЭгазпром, 1987, с. 43 (Обзор, инфор. Серия: Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып. 6).

27. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. — М.: ОАО "Издательство Недра", 1999. 473 е.: ил. - ISBN 5-1247-03818-5.

28. Инструкция по расчету оптимального расхода ингибитора гидратообразования / Мингазпром, НПО "Союзгазтехнология", ВНИИГаз. / М., 1987, с. 72.

29. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. М., Недра, 1986. 261 с.

30. Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. М., "Недра", 1980, с. 293.

31. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации скважин в северных районах. М., "Недра", 1976, с. 198.

32. Коротаев Ю.П., Мусаев P.M. Влияние скорости охлаждения на температуру образования гидратов. М., "Недра", 1965, с. 125-125 (НТС ВНИИГаз, вып. V).

33. Коротаев Ю.П., Мусаев P.M. Об устойчивости гидратов. — В кн.: Научно-технический сборник по геологии, разработке, транспорту и использованию природного газа. М., 1965, вып. 5, с. 125-129.

34. Борьба с гидратообразованием в промысловых продуктопроводах / Истомин В.А., Капустин Ю.А., Бурмистров А.Г., и др. // М.: ВНИИЭгазпром, 1990, - 67с. Ил. 20, Табл. 19. Список литературы - 47 наименований.

35. Инструкция по расчету оптимального расхода ингибитора гидратообразования, Мингазпром СССР, НПО "Союзгазтехнология", ВНИИГАЗ, 1987 г., 72 с.

36. Предупреждение гидратообразования в системах сбора и внутрипромысло-вого транспорта углеводородного сырья. Истомин В.А., Бурмистров А.Г., Дегтярев Б.В. и др. М.: ВНИИЭГАЗпром, 1991, 37 с.

37. Rojey A., Larye J. Integrate process for the treament of metane-containing wet gas in order to remove water therefrom. United States Patent US4775395, Oct. 1987.

38. Minklinen A., Larue Y.M., Patel S., Levier J.-F. Methanol gas-treatment scheme offers economic, versatility Oil and gas journal, v. 90, N 22, pp. 65-72, 1992.

39. Ананенков А.Г., Салихов 3.C., Бурмистров А.Г., Якупов З.Г. Способ подготовки природного газа. Патент РФ № 2124930, 1999 г.

40. Щугорев В.Д., Бурмистров А.Г. Расход метанола и его водных растворов для предупреждения гидратообразования. ЭИ, Серия: Геология, бурение и разработка газовых месторождений., ВНИИЭгазпром, 1979, №3, с. 10-12.

41. Методические рекомендации по предупреждению гидратообразования на валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ, ч. II. Истомин В.А., Бурмистров А.Г., Лакеев В.П. и др. М., ВНИИГАЗ, 1991, с. 158.

42. Ананенков А.Г., Ахметшин Б.С., Бурмистров А.Г., Кабанов Н.И., Маргулов А.Р., Ставкин Г.П., Шевелев С.А., Якупов З.Г., Варивода Ю.В. Способ переработки природного газа. Патент РФ № 2097548, 1999 г.

43. Ананенков А.Г., Салихов З.С., Губин В.М., Кабанов Н.И., Мурин В.И., Бурмистров А.Г., Якупов З.Г., Шевелев С.А., Ахметшин Б.С., Зайцев Н.Я. Способ переработки природного газа. Патент РФ 2124929, 1999 г.

44. Rojey A., Pucci A., Larye J. Process and apparatus for the dehydration, deacidi-fication, and separation of condensate from a natural gas. United States Patent US4979966, Dec. 1990.

45. Ананенков А.Г., Салихов 3.C., Губин B.M., Мурин В.И., Шевелев С.А., Зайцев Н.Я., Якупов З.Г., Шевелев С.А., Шенкнехт А.И., Ахметшин Б.С., Бурмистров А.Г. Мультикассетная кольцевая сепарационная насадка. Патент РФ № 2124395, Опубл. в БИ, 10.01.99, № 1.

46. Ананенков А.Г., Салихов З.С., Губин В.М., Якупов З.Г., Шевелев С.А., Зайцев Н.Я. Опыт модернизации абсорберов на Ямбургском промысле.

47. М., ИРЦ Газпром. Материалы НТС РАО "Газпром" "О ходе работ по обеспечению качества добываемого, транспортируемого и поставляемого потребителям, в том числе и на экспорт, природного газа", Москва, ВНИИГАЗ, февраль 1998г., стр. 129-135.

48. Якупов З.Г., Бурмистров А.Г., Лужкова Е.А. Повышение экологической безопасности при эксплуатации объектов газодобычи / Теория и практика экологического страхования // Труды третьей Всероссийской и первой Международной конференции, М., 1998, с.145-146.

49. Бурмистров А. Г., Якупов 3. Г., Лужкова Е. А. / К оценке эффективности циркуляционной технологии использования метанола на установках НТС / М.: ВНИИОЭНГ: НТЖ "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе", 2000, № 1, с. 24-28. v

50. Параметры работы блока теплообменников Т-1

51. Параметр Размерн. № потока1 2 3 ' 4 5 6 7 8

52. Количество кмоль 26151.0 6328.8 1516.5 18305.7 6328.8 1516.5 18305.7 26151.0кг 474308.3 114736.6 27505.7 332015.7 114786.6 27505.7 332015.7 474308.0

53. Давление МПа 10.50 10.50 10.50 10.50 10.50 10.50 10.50 10.50ата 107.1 107.1 107.1 107.1 107.1 107.1 107.1 107.1

54. Температура °К 279.6 279.6 279.6 279.6 272.2 264.1 261.6 264.2

55. С 6.5 6.5 6.5 6.5 -1.0 -9.0 -11.5 -8.9

56. Энтальпия тыс. кдж 182366.7 44134.4 10575.7 127656.7 41015.0 8959.3 104748.2 154722.61. Состав моль/моль

57. N2 .005426 .005426 .005426 .005426 .005426 .005426 .005426 .005426

58. С1Н4 .915078 .915078 .915078 .915078 .915078 .915078 .915078 .915078

59. С02 .002108 .002108 .002108 .002108 .002108 .002108 .002108 .002108

60. СзНб .043470 .043470 .043470 .043470 .043470 .043470 .043470 .043470c3H8 .017744 .017744 .017744 .017744 .017744 .017744 .017744 .0177441.c4h10 .003611 .003611 .003611 .003611 .003611 .003611 .003611 .003611

61. N-c4hio .004716 .004716 .004716 .004716 .004716 .004716 .004716 .004716

62. CSH,2 .002015 .002015 .002015 .002015 .002015 .002015 .002015 .002015

63. N-C5H,2 .001766 .001766 .001766 .001766 .001766 .001766 .001766 .001766

64. С6Н,4 .001505 .001505 .001505 .001505 .001505 .001505 .001505 .001505

65. С7Н,б .001334 .001334 .001334 .001334 .001334 .001334 .001334 .001334

66. С8Н,8 .000889 .000889 .000889 .000889 .000889 .000889 .000889 .000889с9н20 .000249 .000249 .000249 .000249 .000249 .000249 .000249 .000249

67. ФР.490.К .000090 .000090 .000090 .000090 .000090 .000090 .000090 .000090

68. Итого 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000

69. Параметр Размерн. № потока9 10 11 12 13 14 15 16

70. Количество кмоль 27873.0 4017.6 1539.5 223115.9 6017.6 1539.3 22315.9 27873.кг 488723.2 70443.2 26994.3 391285.4 70443.2 26994.3 391285.4 488723.

71. Давление МПа 7.10 7.10 7.10 7.10 7.10 7.10 7.10 7.10ата 72.4 72.4 72.4 72.4 72.4 72.4 72.4 72.4

72. Температура °К 251.1 251.1 251.1 251.1 266.3 272.1 271.6 270.9

73. С -22.0 -22.0 -22.0 -22.0 -6.8 -1.0 -1.5 -2.3

74. Энтальпия тыс. кдж 176184.3 25394.8 9731.4 141058.2 28939.5 11568.1 167090.6 207598.1. Состав моль/моль

75. N2 .005553 .005553 .005553 .005553 .005553 .005553 .005553 .005553с,н4 .927904 .927904 .927904 .927904 .927904 .927904 .927904 .927904со2 .002076 .002076 .002076 .002076 .002076 .002076 .002076 .002076

76. С2Пг, .040973 .040973 .040973 .040973 .040973 .040973 .040973 .0-10973

77. СзН8 .014715 .014715 .014715 .014715 .014715 .014715 .014715 .014715

78. C4H10 .002683 .002683 .002683 .002683 .002683 .002683 .002683 .002683

79. N-C4HIO .003299 .003299 .003299 .003299 .003299 .003299 .003299 .003299

80. С5Н,2 .001120 .001120 .001120 .001120 .001120 .001120 .001120 .001120

81. N-C5H,2 .000921 .000921 .000921 .000921 .000921 .000921 .000921 .000921

82. СбНи .000466 .000466 .000466 .000466 .000466 .000466 .000466 .000466

83. С7Н16 .000229 .000229 .000229 .000229 .000229 .000229 .000229 .000229

84. С8Н,8 .000052 .000052 .000052 .000052 .000052 .000052 .000052 .000052с9н20 .000008 .000008 .000008 .000008 .000008 .000008 .000008 .000008

85. ФР.490.К .000001 .000001 .000001 .000001 .000001 .000001 .000001 .000001

86. Итого 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000