Днищах аппарата при проведении гидравлических испытаний

Напряжение в стенке обечайки определяется по формуле:

(2.19)

где гидравлическое давление в нижней части аппарата, МПа:

где пробное давление, МПа;

H – длина аппарата, м

Для сварных сосудов, работающих под давлением от 0,5 и более МПа [2]:

(2.20)

Где 1,25 – поправочный коэффициент для сварных аппаратов, работающих под давлением от 0,5 Мпа и более;

допускаемые напряжения при нормальной температуре t=20 ( , [2], приложение 9);

допускаемые напряжения при расчетной температуре t=38 ( ).

Напряжение в стенке обечайки:

Следовательно, прочность аппарата обеспечена.

Напряжение в днище:

(2.23)

228,6 297Мпа

Следовательно, прочность днища обеспечена.

Из проведенного расчет следует, что принятой толщины стенки 10 мм достаточно для обеспечения прочности аппарата. Следовательно, принятый стандартный аппарат подходит для проведения процесса.

Выбор типа опор.

Для вертикальных аппаратов колонного типа диаметром 400-6000м применяют опоры цельносварной конструкции, состоящие из цилиндрической или конической опорной обечайки (юбки), фундаментного кольца и укрепляющих элементов (косынок, стоек или опорного пояса). Опору приваривают верхней частью к аппарату, а нижней с помощью опорных болтов крепят к фундаменту. Опоры представляют собой обечайки, снабженные фундаментным кольцом из полосовой или листовой стали. Кольцо крепится к фундаменту болтами.

Рис.2.5.10 Опорная обечайка.

Выбираем высоту опорной обечайки Н_об=1,4м с учетом требований технологии и условий эксплуатации. В качестве материала используем материал корпуса – сталь марки 09Г2С. Толщина обечайки опоры не должна превышать толщины стенки нижнего днища. Примем её равной 12мм. Размер фундаментального кольца устанавливает отношение для внутреннего D₁ и наружного D₂ диаметров опорного кольца:

D₁= (0,9-0,95)D_H

D₂= (1,08-1,18)D_H,

где D_H- наружный диаметр аппарата.

D₁= 0,9 3,02=2,72м

По табл.1.6.[2] принимаем фундаментные болты: диаметр 34мм, число болтов 4шт.

Рассчитаем максимальный вес аппарата:

G_max=G_вод+G_мет

G_мет=G_цил+2G_дн+G_из+G_шт+G_вн.уст

Вес эллиптических днищ находим по табл.7[2]: G_дн=970кг

Вес цилиндрической части:

G_цил=0,785(D_H²+D_B²)∙H_цил∙ρ_мет

G_цил=0,785(3,022-32)4,4∙7850=3264,5кг

G_дн=2∙970=1840кг

G_из=3,14∙3,02∙4,4∙0,1∙550+5,79∙0,1∙550=2294,84+318,45=2613,29кг

Зная условный диаметр штуцеров и их количество в аппарате по приложению 10[2]вес штуцеров:

G_шт=274кг. Вес внутренних устройств примем за 10% от массы металла аппарата:

G_вн.уст=G_мет∙0,1=799,179кг

G_мет=7991,79+799,179=8790,97кг

G_max=8790,97+32000=40790,97кг=400159,4Н=0,4МН

Нагрузка распределяется равномерно по всей площади опоры, то есть по всей площади фундаментного кольца. Зная внешний и внутренний диаметры, определим его площадь:

S_оп=3,14∙1,63²-3,14∙1,42²=2,012м³

= =0,4/2,012=0,198МН/м²

Согласно проведенному выше расчету можно сделать вывод, что для проведения процесса по заданным условиям можно принять стандартный электродегидратор ЭДВ-32 количеством 5 аппаратов.

2.6 Оборудование установки подготовки нефти

Традиционная схема установок подготовки нефти состоит из сепараторов, отстойников, электродегидраторов, кроме того, в состав установок входят печи нагрева сырья, насосы и емкости. В отстойниках происходит удаление газов; в электродегидраторах удаляется оставшаяся вода и соли, с целью получения нефти с заданным содержанием воды.

Нефтегазовые сепараторы

Нефтегазовые сепараторы (рис.2.6) предназначены для дегазации непенистых нефтей и очистки попутного газа и применяются в установках сбора и подготовки продукции нефтяных месторождений.

Рис. 2.6 Сепаратор

1 – ввод газонефтяной смеси; 2 – диспергатор; 3 – наклонные плоскости; 4 – жалюзийная насадка-каплеуловитель; 5 – перегородка для выравнивания потока газа; 6 – выход газа; 7 – люк; 8 – регулятор уровня; 9 – поплавковый уровнедержатель; 10 – сброс грязи; 11 – перегородка для предотвращения прорыва газа; 12 – сливная трубка.

Нефтегазовые сепараторы применяются для подготовки продукции нефтяных месторождений. Исходя из рабочих условий, нефтегазовые сепараторы могут производиться с термообработкой либо без нее. Также сепараторы могут комплектоваться устройствами для крепления теплоизоляции.

Нефтегазовые сепараторы представляют собой горизонтальный цилиндрический аппарат с отбойником грубого разделения нефтегазового потока. Вертикальная перегородка из просечно-вытяжных листов служит для выравнивания скоростей потоков по сечению аппарата.

Сепараторы используют в своей конструкции пеногасящую насадку, струнный каплеуловитель, который очищает газ, штуцеры для входа/выхода продуктов разделения. Нефтегазовые сепараторы снабжены патрубками для отсоса воздуха, стандартными бобышками, а также штуцерами для установки манометра, предохранительного клапана.

Cепараторы работают по следующему принципу: Нефть с газом поступают в секцию ввода, там происходит их предварительное разделение. Следующим этапом становится пропуск их через перфорированные распределяющие, успокаивающие перегородки в зону осаждения и отстоя, где сепараторы очищают газ от крупных капель жидкости, там происходит дегазация нефти. На выходе сепараторы окончательно очищают газ струнными каплеуловителями.

По конструкции сепараторы подразделяются на следующие типы:

Тип I — эти сепараторы компонуются с узлами предварительного отбора газа (депульсаторами);

Тип I-П — применяются также как Тип I, с добавлением пеногасящей насадки;

Тип II — такие сепараторы применяется уже без узлов предварительного отбора газа;

Тип II-П — применяется без узлов предварительного отбора газа, плюс пеногасящая насадка.

Отстойники

Для отстаивания нефтяной эмульсии применяют отстойники разнообразных конструкций и исполнения. В горизонтальном отстойнике для эмульсий (схема на рис.2.6.1) обе жидкости после разделения могут быть выведены из аппарата, поэтому отстойник работает непрерывно.

В отстойниках нефти модернизированы следующие конструкции и узлы:

- входной узел распределения газожидкостной смеси;

- перегородки из просечно-вытяжного листа;

- встроена замерная колонка для установки датчика измерения межфазного уровня «нефть-вода»;

- коалесцирующее устройство для улучшения процесса разделения жидкости на нефть и воду.

Рис. 3.1.1 Отстойник непрерывного действия для разделения эмульсий.

Данный отстойник непрерывного действия представляет собой горизонтальный резервуар с перфорированной перегородкой 2, которая предотвращает возмущение жидкости в отстойнике струей эмульсии, поступающей в аппарат. Поперечное сечение отстойника выбирают таким, чтобы скорость течения жидкости в корпусе 1 аппарата не превышала нескольких миллиметров в секунду, и режим течения был ламинарным, что предупреждает смешение фаз и улучшает процесс отстаивания. Расслоившиеся легкая и тяжелая фазы выводятся с противоположной стороны отстойника. Трубопровод для вывода тяжелой фазы соединен с атмосферной для предотвращения засифонивания.

Трубчатые печи

Трубчатые печи предназначены для высокотемпературного нагрева нефти или нефтепродуктов в процессе их переработки. При необходимости могут нагреваться углеводородные газы, вода, инертный газ и другие среды. Печи оснащаются приборами контроля и регулирования процесса нагрева сырья, а также лестницами и площадками обслуживания.

Трубчатые печи различают по ряду технологических и конструктивных признаков. Печи могут быть спроектированы для работы либо только на газовом топливе, либо на комбинированном – жидком и газовом. По способу сжигания топлива, особенностям передачи тепла в камере радиации и форме факела различают печи: со свободным факелом; беспламенного горения с излучающими стенками топки; беспламенного горения с резервным жидким топливом; с настильным и объемно-настильным факелом; с настильным факелом и дифференциальным подводом воздуха.

В настоящее время применяют большое число различных конструкций и типоразмеров трубчатых печей. Основными конструктивными признаками трубчатых печей служат: форма каркаса – печи коробчатые и цилиндрические; число топочных камер – однокамерные и многокамерные печи; расположение труб в камере радиации – вертикальное и горизонтальное; число потоков в змеевике; способ соединения труб – на приварных гнутых двойниках и на ретурбендах; размещение дымовой трубы – дымовая труба на каркасе печи и на отдельном фундаменте; конструкция стен печи – из кирпичей и легковесных панелей и др.

Трубчатая печь состоит из следующих основных узлов и деталей: каркаса, змеевика, трубных решеток и подвесок, свода, стен и фундамента, подвесок для кирпичей свода и стен печи, лестниц и площадок для обслуживания, топливного оборудования, системы паротушения, контрольно-измерительных приборов и дымовой трубы.

Чаще всего на УПН используют печи ПТБ-10 с нижним расположением горелок (рис.2.6.2).

Рис. 2.6.2 Печь ПТБ-10

Печи эти просты по конструкции и состоят, как правило, из одной радиантной камеры. В этой камере осуществляется процесс теплообмена между продуктами сгорания газового топлива, омывающими наружные поверхности труб секций змеевиков, и нагреваемой средой, перемещающейся внутри труб змеевиков. Нагреваемый продукт из змеевиков теплообменной камеры направляется для дальнейшей подготовки. Теплообменная камера печи снабжена четырьмя дымовыми трубами для вывода из нее охлажденных продуктов сгорания топлива в атмосферу, площадками обслуживания взрывных предохранительных клапанов, расположенных на ее боковых поверхностях. Характерной особенностью данной печи является более благоприятный в сравнении с печами других типов тепловой режим поверхностей нагрева, обеспечивающей «мягкий» нагрев продукта в трубах змеевиков и тем самым предотвращающий коксообразование. Этот режим, при котором поверхности труб змеевиков получают равномерный нагрев, достигается путем создания достаточно равномерного поля по всему внутреннему объему теплообменной камеры за счет интенсивной рециркуляции продуктов сгорания топлива. Интенсивная рециркуляция достигается созданием высокой скорости движения продуктов сгорания во внутреннем объеме теплообменной камеры, получаемой в результате сжигания

топлива в специальных камерах сгорания и установки дефлекторов у конфузоров камер сгорания.

Электродегидраторы

Глав­ным аппаратом УПН является электродегидратор - емкость, снабженная электродами, к которым подводится переменный ток высокого напряжения. В эксплуатации на промысловых и завод­ских установках ЭЛОУ находятся электродегидраторы различных конструкций: вертикальные, шаровые и горизонтальные.

Вертикальный электродегидратор (рис.2.6.3) представляет собой цилиндрический сосуд диаметром 3 м, высотой 5 м и объемом 30 м³. Внутри находятся электроды - металлические пластины, подвешенные на фарфоровых изоляторах. Ток подается к электро­дам от двух повышающих трансформаторов мощностью по 5 ква (киловольтампер) каждый. Напряжение

между электродами от 15 до 33 кв.

Рис. 2.6.3 Вертикальный электродегидратор

1 - корпус; 2 - электроды; 3,4 - изоляторы; 5 - трансформаторы; 6 - манометр; 7 - сигнальные лампы; 8 - распределительная головка; 9 - измерительное стекло.

Сырье вводится в электродегидратор через вертикальную, вмон­тированную по оси аппарата трубу. Труба на половине высоты дегидратора заканчивается распределительной головкой. Головка устроена так, что через ее узкую кольцевую щель эмульсия нефти и воды вводится в виде тонкой веерообразной горизонтальной струи. Обработанная нефть выводится в центре верхнего днища электродегидратора, а отстоявшаяся вода - через нижнее днище.

Недостатком вертикальных электродегидраторов, приведшим к их вытеснению более современными конструкциями, является низкая производительность, недостаточно высокая температура обессоливания. Из-за низкой производительности на установках ЭЛОУ приходилось соединять параллельно несколько аппаратов.

Принцип его действия тот же, что и вертикального аппарата, но вместо одного стояка с рас­пределительной головкой для ввода сырья и одной пары электро­дов в шаровом электродегидраторе их по три. Шаровые дегидраторы имеют в 10-15 раз большую произво­дительность, чем вертикальные, но они громоздки и трудоемки в изготовлении. Кроме того, они не могут эксплуатироваться при высоком давлении. Повышение расчетного давления электродегидратора привело бы к большому перерасходу металла на аппарат.

Рис. 2.6.4 Шаровой электродегидратор.

1 - трансформатор; 2, 4 - распределительные головки ; 3 - электрод; 5 - штуцер для вывода обес-соленной нефти; 6 - штуцер для ввода сырой нефти; 7 - штуцер для дренажа.

За последние годы в нашей стране и за ее пределами получили распространение горизонтальные электродегидраторы. Конструк­ция такого аппарата, рассчитанного на давление до 18 ат и тем­пературу процесса 140-160°С, приведена на рис.3.1.5

Рис. 2.6.5 Горизонтальный электродегидратор типа ЭГ.

1 – корпус; 2 – изолятор; 3 – верхний электрод; 4 – нижний электрод; 5 – сборник обессоленной нефти; 6 – трансформатор; 7 – ввод высокого напряжения; 8 – сборник соленой воды; 9 – промывочный коллектор; 10 – распределитель нефти.

Потоки: I – выход обессоленной нефти; II – вход нефти; III – удаление шлама; IV – ввод воды на промывку аппарата; V – выход дренажной воды.

Повышение расчетного давления и температуры играет большую роль, так как позволяет проводить глубокое обезвожи­вание и обессоливание трудно обессоливаемых нефтей.

Электроды в горизонтальном электродегидраторе расположены почти посредине аппарата. Они подвешены горизонтально друг над другом. Расстояние между ними составляет 25-40 см. Ввод сырья в горизонтальный электродегидратор осуществля­ется через-расположенный вдоль аппарата горизонтальный маточ­ник. Поступая в аппарат, нефть попадает в слой отстоявшейся воды, а затем - в зону под электродами, в межэлектродное про­странство, и, наконец, в зону над электродами. В верхней части дегидратора располагаются выкидные коллекторы обработанной нефти. Достоинством этой конструкции является большой путь движения нефти и время ее пребывания в аппарате, так как ввод сырья расположен значительно ниже, чем в других электродегидраторах. При этом улучшаются условия отстаивания воды.

В горизонтальном электродегидраторе крупные частицы воды выпадают из нефти еще до попадания в зону силь­ного электрического поля, расположенную в межэлектродном про­странстве. Поэтому в нем можно обрабатывать нефть с большим содержанием воды, не опасаясь чрезмерного увеличения силы тока между электродами.

Удельная производительность горизонтальных электродегидраторов в 2,6 раза больше, чем шаровых, а удельный расход металла - на 25% меньше.

Режим обессоливания. Температура и давление про­цесса обессоливания во многом зависят от конструкции аппарата. Большое значение имеют свойства обессоливаемой нефти. Многие нефти хорошо обессоливаются при 70-90°С. Однако для таких нефтей, как ромашкинская, особенно в тех случаях, когда они поступают с промыслов плохо подготовленными, приходится повы­шать температуру обессоливания до ПО-160°С. Повышение тем­пературы обессоливания увеличивает электрическую проводимость и силу тока, усложняет условия работы изоляторов.

Важное значение имеет равномерная подача в нефть деэмульгатора. Расход деэмульгаторов на ЭЛОУ составляет: НЧК-ог 500 до 5000 а/т, ОЖК-от 20 до 60 а/г. ОП-10 - от 35 до 50 г/т нефти. Деэмульгатор НЧК подается в нефть в чистом виде, а неионогенные деэмульгаторы - в виде 2-5%-ных водных растворов.

В нефть также подается щелочь, которая необходима для созда­ния при обессоливании нейтральной или слабощелочной среды. В такой среде ускоряется процесс деэмульсации, уменьшается сила тока в электродегидраторах и коррозия аппаратуры. Расход щелочи составляет до 50 г/т нефти.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1. Теоретические сведения о материальном балансе производства

Исходной величиной при расчете материального баланса является заданная в проекте годовая производительность предприятия по основному продукту или по поступающему сырью. Расчет ведется в величинах часовой производительности, которая определяется из годовой с учетом числа рабочих дней в году, количества рабочих смен в сутки и часовой продолжительности каждой смены. Учет последних обстоятельств ведется через расчет годового фонда продолжительности работы оборудования.

Режим работы производства может иметь прерывную или непрерывную рабочую неделю, в зависимости от характера технологического процесса. Число рабочих смен в сутки соответственно может быть от 1 до 4 при разной продолжительности смены - от 8,2 часа до 6,0 часов.

Фонд продолжительности работы (ФП) измеряется в часах в год и равен произведению числа рабочих дней в году (N) на число смен в сутки (n) и на продолжительность каждой смены (t):

ФП = N*n*t

Календарный ФП = 365*24=8760 часов.

В реальной ситуации число рабочих дней уменьшается на число дней, связанных с ремонтом и профилактикой оборудования согласно принятой системе планово-предупредительного ремонта (N_рем). При прерывной рабочей неделе ФП уменьшается также за счет выходных (N_вых) и праздничных (N_пр) дней.

ФП= (365 - N_рем –N_вых - N_пр) *n*t

Система ППР разрабатывается на каждом предприятии для основного оборудования и включает в себя график проведения различного вида ремонтов, нормативы продолжительности проведения ремонтов и виды работ при каждом ремонте.

Ремонты бывают текущими (осмотр, смазка, покраска), средними (замена быстро изнашиваемых изделий) и капитальными (демонтаж, переборка и замена агрегатов).

Время пробега между капитальными ремонтами определяется гарантиями предприятия-изготовителя оборудования и обычно составляет 25000-30000 часов, между средними — 10000-15000 часов, между текущими — 4000-5000 часов.

Продолжительность ремонтов определяется ремонтопригодностью оборудования и обычно составляет соответственно 5, 2 и 0,5 дня.

Кроме часовой производительности, для расчета материального баланса по блок-схеме надо знать (или обоснованно принять) следующие исходные данные:

- составы входных потоков схемы;

- величины выхода продуктов по химическим реакциям;

- стехиометрические коэффициенты и соотношения;

- коэффициенты утилизации по компонентам;

- практические значения потерь продуктов на каждом блоке схемы;

- нормативы по составам выходных потоков схемы.

Расчет ведется либо в единицах объемного расхода (W), либо в единицах массового расхода (М). При обозначении потоков удобно пользоваться буквами с двумя индексами: W^y_m-n - объемный поток y- го компонента, поступающего из блока m в блок n.

Уравнения материального баланса составляются на основании закона сохранения массы. Неизвестные величины определяются из системы уравнений как по каждому блоку схемы, так и по всей схеме в целом:

Расчет ведется последовательно от одного блока к другому, начиная с того, параметры материального баланса которого известно.

Как правило, расчеты приходится проводить не только по основному, но и по вспомогательным и побочным компонентам, по примесям и загрязнениям.

Материальный баланс будет завершен только тогда, когда на всех стрелках блок-схемы можно будет указать объемный и массовый часовой расход и концентрации всех необходимых компонентов.

На мощных электрообессоливающих установка применяются шаровые электродегидраторы емко­стью 600 м³ и диаметром 10,5 м. Производительность такого дегидратора равна 300-500 м³/ч.

3.2 Материальный баланс первой ступени сепарации.

Расчет материального баланса дожимных насосных станций с установкой первичной подготовки нефти.

При расходе нефтяной эмульсии Gэ - 1000000 тонн/год часовая производительность установки составит

Где формула? т/ч.

Таблица 3.2.1 Исходные данные для расчета

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти по формуле :

, (3.2) где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии; - мольная доля отгона, - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации.

Таблица 3.2.2 Определение мольной доли отгона

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 19,21 молей газа.

Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти.

Таблица 3.2.3 Мольный баланс процесса сепарации первой ступени.

Таблица 3.2.4 Массовый баланс процесса сепарации первой ступени.

Rсмг=0,0563137 - массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi (3.3)

Mсрг = 371,85/ 19,2= 19,3597

Плотность газа:

кг/м3. (3.4)

Таблица 3.2.5 Характеристика газа,выделяющегося в сепараторе.

В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ. Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учётом обводненности нефти.

Сырая нефть имеет обводненность 60% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет

Qн = 47,619 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,0563137. 47,619 = 2,682 т/ч.

Qнсеп = Qн - Qг = 47,619 - 2,682 = 44,937 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q Н2О = 44,937 + 71,429 = 116,366 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

Qдо сеп = Qпосле сеп;

Qдо сеп = Q = 119,048 т/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 116,366 + 2,682 = 119,048 т/ч.

Условие выполняется.

Таблица 3.2.6 Материальный баланс сепарации первой ступени

3.3 Материальный баланс второй ступени сепарации.

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

P=0,5 МПа, t= 100С

Таблица 3.3.1 Исходные данные

Таблица 3.3.2 Определение мольной доли отгона.

Таблица 3.3.3 Мольный баланс процесса сепарации второй ступени.

Таблица 3.3.4 Массовый баланс сепарации второй ступени.

Rсмг=0,0084119- массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

Mсрг = 64,8784148 / 2,94869664 = 22,002625

Плотность газа:

кг/м3.

Таблица 3.3.5 Характеристика газа выделившегося в сепараторе.

Составим материальный баланс блока без сбора воды:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,0084. 44,9375= 0,378 т/ч.

Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:

Qнсеп = Qн - Qг = 44,9375- 0,378 = 44,5595 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q Н2О = 44,5595 + 71,4286 = 115,9881 т/ч.

Таблица 3.3.6 Материальный баланс второй степени сепарации.

3.4 Расчет материального баланса сброса воды

Поток сырой нефти производительностью Qсеп входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:

Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)

Rнсеп = 100 (44,9375/ 116,366) = 38,6174 %.

Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 - 38,6174 = 61,3826 %.

На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в частности:

- обезвоженная нефть: вода - 0,5%; нефть - 99,5%;

- подтоварная вода: нефть - 0,1%; вода - 99,9%.

Обозначим: Qнот = Н - количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; Qвот = В - количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.

Тогда составим систему уравнений:

Qсеп . Rнсеп = 0,995 . Н + 0,001 . В

Qсеп . Rвсеп = 0,005 . Н + 0,999 . В.

Решая эту систему, получаем

Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны

Qнот = 44,7116 т/ч, в том числе:

- нефть - 0,995.Qнот= 44,488 т/ч;

- вода - 0,005.Qнот= 0,2236 т/ч.

Qвот = 71,2763 т/ч, в том числе:

- вода 0,999.Qвот= 71,2050 т/ч;

- нефть - 0,001.Qвот= 0,0713 т/ч.

Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в табл. 3.3.1

3.5 Общий материальный баланс установки

На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.5.1

Таблица 3.5.1 Общий материальный баланс установки