Категории:

Проработка всех тем программы по рекомендуемой литературе; Ведение конспекта

Поиск по сайту:


страница3/5
Дата25.03.2012
Размер0.55 Mb.
ТипКонспект
Студент должен
В практике распространены три способа обработки газа на промыслах
Примерный перечень практических
Количество аудиторных часов
Задания для контрольной работы
Методические указания к выполнению контрольной работы
Подобный материал:
1   2   3   4   5
Тема 8. Сбор и подготовка нефтяного и природного газа


^ Студент должен:


Знать: состав газа и его вредные примеси; гидратообразование и борьбу с ним; системы сбора газа; газовые сепараторы, их конструкцию и принцип работы; установки осушки и отбензинивование газа; очистку газа от сероводорода; одоризацию газа, оборудование и технологические схемы компрессорных станций.

Уметь: вести борьбу с гидратами, пользоваться технологическими схемами пунктов подготовки газа, производить расчёты сепараторов и ингибиторов гидратообразования.


Сбор нефтяного газа. Системы сбора природного газа. Требования, предъявляемые к подготовке и транспорту газа на промыслах. Гидраты и борьба с ними. Общие сведения об изотермах конденсации природного и нефтяного газа. Сепараторы. Применяемые на установках подготовки природного газа: гравитационные, инерционные, насадочные, смешанные. Расчёт ингибиторов гидратообразования.

Методы и технологические схемы подготовки газа. Осушка газа и выделения конденсата за счёт дроссель – эффекта. Осушка природного газа и выделение конденсата за счёт холода, получаемого в турбодетандерах. Осушка природного и нефтяного газа на абсорбционных установках. Осушка и выделение конденсата из газа на адсорбционных установках. Выделение конденсата из газа на маслоабсорбционных установках (заводах). Очистка газа от сероводорода и углекислого газа. Перечень и область применения основного блочного оборудования для осушки и очистки газа. Охрана природы при сборе и подготовке газа.

Использование газа. Одоризация газа. Одоризационные установки.

Типы и характеристики компрессоров, применяемых для сбора и транспортирования газа. Технологические схемы и оборудование компрессорных станций.


Практические занятия № 5


  1. Расчёт газовых сепараторов (гравитационных, циклонных, насадочных).

  2. Расчёт ингибиторов гидратообразования.


Литература: 1, с. 181 – 220; 2. С. 82 – 98


Методические указания


Сбор, транспортирование и подготовка газа и конденсата существенно отличаются от сбора, транспортирования и подготовки продукции на нефтяных месторождениях.

Газ на газовом месторождении собирается для подачи на головную компрессорную станцию, которая транспортирует его по магистральному газопроводу к потребителям.

Природный газ может содержаться в своём составе различное количество паров воды, воду в жидком состоянии, углекислый газ, сероводород, азот и гелий.

При сборе и транспортировании газа, содержащего углекислый газ и сероводород, происходит сильная коррозия газопроводов и всего сепарационного оборудования. Содержание в газе воды в парообразном и капельном состоянии приводит к неприятным последствиям при сборе и транспортировке этого газа, при контакте газа, имеющего высокое давление. С водой образуются гидраты, которые, отлагаясь на стенках трубопровода, уменьшают его пропускную способность, а в некоторых случаях приводят к полному прекращению движения газа. Поэтому необходимо проводить подготовку газа. Образовавшиеся гидраты в газопроводе можно ликвидировать несколькими способами. Самым эффективным методом для предупреждения и ликвидации уже образовавшихся гидратов является применение различных ингибиторов гидратообразования.

На промысле газ обрабатывают до определённой кондиции для дальнейшего транспорта и для извлечения углеводородного конденсата, который является ценным химическим сырьём.


^ В практике распространены три способа обработки газа на промыслах:


  1. Низкотемпературная сепарация – получение низких температур в результате дросселирования газа высокого давления или с помощью установок искусственного холода.

  2. Абсорбция – извлечение жидких углеводородов и воды поглощающими жидкостями (маслами, гликолями).

  3. Адсорбция – извлечение жидких углеводородов и воды твёрдыми поглотителями.


Наиболее широко применяется низкотемпературный способ разделения газов, позволяющий при незначительных капиталовложениях и небольших эксплуатационных затратах извлекать в зависимости от глубины охлаждения от 80 до 100% от потенциала тяжёлых углеводороды и осушать газ до необходимой для однофазного транспорта точки росы по влаге и углеводородам.

Выбор метода подготовки газа к дальнейшему транспорту зависит от следующих факторов:


  • Фракционного состава газа и наличия в нём конденсата;

  • Содержания воды в газе;

  • Содержания в газе неуглеводородных компонентов;

  • Давления и температуры газа в пластовых условиях и на устье скважины;

  • Климатических и почвенных условий в районе данного месторождения и по пути транспорта газа;

  • Запасов газа (сроки разработки);

  • Потребности народного хозяйства в различных компонентах газа.


При изучении этой темы необходимо изучить способы подготовки природного и нефтяного газов, технологические схемы установок. Нужно внимательно разобраться в принципах действия и конструкциях аппаратов и оборудования.

После этого необходимо изучить типы и характеристику компрессоров, применяемых для сбора и транспортирования газа, изучить технологические схемы и оборудование компрессорных станций.

Вопросы для самоконтроля:


  1. Какие вредные примеси входят в состав природных и нефтяных газов?

  2. Каковы условия образования гидратов?

  3. Какие существуют способы предупреждения образования гидратов и борьбы с ними?

  4. С какой целью производится осушка газа?

  5. Каковы способы осушки газа?

  6. Какова схема установки НТС газа?

  7. Как производится осушка и выделение конденсата из газа на маслоабсорбционных установках?

  8. Как производится выделение конденсата из газа на маслоабсорбционных установках?

  9. Как производится очистка газа от сероводорода и углекислого газа?

  10. Какими способами разделяют углеводороды и в чём их сущность?

  11. В чём сущность одоризации газа?

  12. Назовите одоранты и их характеристику.

  13. Для каких целей на нефтегазодобывающих промыслах стоят компрессорные станции?

  14. Какие сооружения и оборудование входят в состав компрессорных станций?



^ ПРИМЕРНЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ ПРАКТИЧЕСКИХ

ЗАНЯТИЙ

Номер темы

Номер и наименование работы

^ Количество аудиторных часов

1

2

3

3

Расчёт нефтегазовых сепараторов на пропускную способность газа и жидкости. Механический расчёт сепаратора.

4

4

Гидравлический расчёт нефтепровода (напорного и при движении нефтегазовой смеси). Расчёт газопровода. Механический расчёт трубопровода.

4

5

Расчёт количества тепла для нагрева нефти. Технологический расчёт теплообменника. Расчёт отстойников.

4

6

Расчёт потерь лёгких фракций нефти в резервуарах. Механический расчёт резервуара.

2

8

Расчёт газовых сепараторов (гравитационных, циклонных, насадочных). Расчёт ингибиторов гидратообразования.

2



^ ЗАДАНИЯ ДЛЯ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ


ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ


В процессе изучения предмета учащийся должен выполнять контрольную работу, имеющую целью закрепление изучаемого материала.

Контрольное задание составлено для тридцати вариантов. Каждым вариантом задания предусматриваются теоретические вопросы и решение задач.

Прежде чем приступить к выполнению контрольного задания, студент должен изучить весь материал по рекомендуемой литературе, следует основательно разобраться в решениях примеров и задач, приведённых в учебной литературе, а также дать ответы на вопросы для самопроверки.

Контрольную работу следует выполнять в отдельной тетради, на обложке которой необходимо указать свою фамилию и инициалы, шифр, номер работы и вариант. Объём контрольной работы не должен превышать 20 – 25 страниц рукописного текста. Обязательно необходимо оставлять поля для замечаний рецензента. Ответы на вопросы должны быть краткими, но точными и ясными. Не допустимо простое механическое переписывание книжного текста. Ответы на вопросы должны быть в достаточной степени проиллюстрированы схемами, рисунками, которые выполняются в соответствии с правилами технического черчения.

В ответах на теоретические вопросы должны найти отражение современные достижения в области технологии, техники промыслового сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды.

При решении задач нужно полностью переписывать текст каждой задачи и при необходимости сделать к ней схему. Решение задачи должно сопровождаться пояснениями, написанными чётко и без сокращения слов.

В конце контрольной работы обязательно нужно указать литературные источники, использованные при её выполнении, указать дату выполнения работы и поставить свою подпись.

Работа, выполненная не по своему варианту, возвращается студенту без проверки. При сдаче экзамена студент должен предоставить преподавателю проверенную и зачтённую контрольную работу.

^ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ


К задаче 1


Состав фаз (газ, нефть), которые выделяются в сепараторе, можно регулировать изменением давления и температуры сепарации.

Выпадение капелек и твёрдых частиц из газа в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам: вследствие резкого снижения скорости газового потока в основном по двум причинам: вследствие резкого снижения скорости газового потока и вследствие разности плотностей газовой и жидкой фаз.

Для эффективной сепарации необходимо, чтобы расчётная скорость движения газового потока в сепараторе была меньше скорости осаждения жидких и твёрдых частиц движущихся под действием силы тяжести во встречном потоке газа, то есть υГ < υЧ


Скорость осаждения капельки жидкости (твёрдой частицы), имеющей форму шара, можно определить по формуле Стокса:


υЧ = (dН2*(ρН – ρГ)*q) / 18μГ (1)


где, υЧ - скорость осаждения частицы, м/с

dН – расчётный диаметр частицы (капельки нефти), м

ρН; ρГ - соответственно плотность нефти и газа в условиях сепаратора, кг/м3

q – ускорение свободного падения, м/с2, q = 9,81

μГ - динамическая вязкость газа в условиях сепаратора, Па*с


Плотность газа в условиях сепаратора определяем по формуле:


ρГ = ρ0*(Р/Ро)*(Т/То)*(1/Z), кг/м3 (2)


где, ρ0 – плотность газа при нормальных условиях, кг/м3

Р и Ро – соответственно давление в сепараторе и атмосферное давление, Па – Ро = 1,013*105, Па

Т – абсолютная температура в сепараторе (Т = 273 + t), К

То – абсолютная нормальная температура (То = 273), К

Z коэффициент сжимаемости, учитывающий отклонение реальных газов от идеального


Скорость подъёма газа в вертикальном сепараторе на практике определяют по формуле:


υГ = υЧ / 1,2, м/с (3)


Суточная производительность сепаратора по газу:


Vг = (86400*υГ*0,785*Д2*Р*То) / (Z*Ро*Т), м3 (4)


Где, Д – внутренний диаметр сепаратора, м


Расчёт вертикального сепаратора по жидкости к тому, чтобы получить скорость подъёма уровня жидкости υЖ в нём меньше скорости всплывания газовых пузырьков, то есть υЖ < υГ


Суточная производительность сепаратора по жидкости определяется по формуле:


QЖ = 36964 Д2*(dГ2*(pН – pГ)*q)/18μН, м3 (5)


Скорость подъёма уровня нефти в сепараторе:


υН = QН / 86400*F*pН = QН / 86400*0,785*Д2*pН, м/с (6)


Где pН плотность нефти, (т/м3)


Пузырьки газа успеют всплыть при υГ > υН.


Принимают υГ на 0,001/0,002 м/с больше, чем υН и определяют диаметр пузырьков газа по формуле Стокса.


DГ = , м (7)


Порядок выполнения расчёта:

Определяют:


  1. Плотность газа в условиях сепаратора по формуле (2).

  2. Скорость осаждения капельки жидкости по формуле (1).

  3. Скорость подъёма газа по формуле (3).

  4. Суточную производительность сепаратора по газу по формуле (4).

  5. Скорость подъёма уровня нефти в сепараторе, формула (6).

  6. Диаметр пузырьков газа, формула (7).

  7. Суточная производительность сепаратора по жидкости, формула (5).

К задаче № 2


При работе сепаратора стенки и днище его подвергаются действию равномерно определённого избыточного давления р. Силы, действующие на днище, стремятся разорвать цилиндрическую часть сепаратора по перечному сечению 2 – σ2). Давление на боковые стенки стремится разорвать сосуд по образующим цилиндра 1 – σ1).

Обозначив соответственно диаметр, длину и толщину стенки сепаратора через Дс, I, δ, определим напряжение σ1 и σ2.

Силы, действующие на днище и растягивающие цилиндрическую часть сепаратора вдоль образующих, равны:


Р = р*, Па (1)


Площадь, воспринимающая эти силы, представляет кольцо толщиной δ и диаметром Дс.


S = π*Дс*δ (2)


Отсюда аксиальные напряжения, действующие вдоль оси цилиндра, будут равны:


σ2 = == (3)


Тангенциальные напряжения σ1 можно найти разрезав сепаратор диаметральной плоскостью и отбросив верхнюю часть. На диаметральную плоскость в оставленной части сепаратора действует давление р, которое уравновешивается силами N.


р*Дс*1 = 2*N (4)


отсюда

N = (5)

и

σ1 = =, Па (6)


Расчёт ведут по σ1, так как оно в два раза больше σ2. В практических расчётах σ1 заменяют допускаемым напряжением R, вводят коэффициент запаса прочности сварных швов φ и, делая прибавку С на коррозию, получают формулы для определения толщины стенки через внутренний, наружный и средний диаметры.


δ = + С (7)

δ = + С (8)


δ = + С (9)

В практических расчётах сварных корпусов сепараторов φ можно принять равной 0,95, а допустимое напряжение на разрыв для сталей марки Ст.3 R = 250 МПа.

Величина С принимается 2 – 3 мм.

Толщину эллиптических днищ определяют по формулам (7), (8), (9), при этом в числитель вводят коэффициент перенапряжения У, зависящий от отношения Н/Д (где Н – высота выпуклости эллиптического днища).

δД = + С (10)

δД = + С (11)


δД = + С (12)

Порядок выполнения:


  1. Определяем толщину стенки корпуса сепаратора по формуле (8), приняв РОП = 2Р.

  2. Определяем толщину днища по формуле (10). Коэффициент перенапряжения У в практических расчётах принимается равным 1,06.



К задаче № 3


Гидравлический расчёт простого трубопровода (трубопровода с постоянным диаметром без ответвлений на пути движения жидкости) сводится к определению одного из следующих параметров: пропускной способности GV, необходимого начального давления Рн, диаметра трубопровода.

В основе гидравлических расчётов трубопроводов лежит уравнение Бернулли.


(Z1 + ) – (Z2 + ) = hП (1)


где, Z – геодезическая отметка, м

Р – давление, Па

ρ – плотность жидкости, кг/м3

υ – средняя скорость жидкости, м/с

α – коэффициент Кориолиса (в практич-их расчётах α ≈ 1)

hП – путевые потери напора, м

Выражение в скобках определяет полную механическую энергию, приходящуюся на единицу массы жидкости в соответствующем сечении трубопровода.

Все члены уравнения Бернулли определяют соответствующий напор.

Первый член Z выражает потенциальную энергию положения жидкости и называется геометрическим напором.

Второй член Р/ρ*q – потенциальная энергия давления жидкости и называется пьезометрическим напором.

Третий член αυ2/2q – удельная кинетическая энергия движущейся жидкости и называется скоростным напором.

Путевые потери напора в общем случае складываются из потерь на внутреннее трение жидкости по длине трубопровода hТР и из потерь на местные сопротивления (внезапные сужения и расширения потока, повороты и др.).


hП = hТР + hН , м (2)


При гидравлическом расчёте напорного нефтепровода местными сопротивлениями можно пренебречь.

Так как в этом случае скорость жидкости по длине не меняется, то формула (1) для простого трубопровода принимает вид:


Н = = hТР – ΔZ (3)

Где, Н – напор, создаваемый в начальной точке трубопровода, м.ст.в.;

ΔZ – разность геодезических отметок начальной и конечной точки трубопровода; м

ΔР – перепад давления, Па


Формула (3) может быть представлена в виде:


ΔР = ΔРТР – ΔΖ*p*q, Па (4)


Где ΔРТР – потери давления на трение по длине трубопровода.

Потери напора на трение по длине трубопровода определяют по формуле Дарси – Вейсбаха:

hТР = λ*, м (5)

или

ΔРТР = λ*, Па (6)


Где, L – длина трубопровода, м

Д – внутренний диаметр трубопровода, м

λ – коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от режима движения и относительной шероховатости внутренней поверхности трубы.


Число Рейнольдса определяется по формуле:


Rе = (7)


Где, ρ – плотность жидкости, кг/м3;

μ – динамическая вязкость жидкости, Па*с


Средняя скорость υ определяется как:


υ = , м/с (8)


Где Q – объёмный расход жидкости, м3.


Если Re < 2320, то течение жидкости ламинарное, в этом случае шероховатость стенки не оказывает влияние на коэффициент гидравлического сопротивления и λ определяется по формуле Стокса.


λ = 64/ Re (9)


Если Re > 2800, то наступает турбулентное течение и


λ = (10)


в области 2320 < Re < 2800 наблюдается переходный режим

λ = (0,16*Re – 13)*10 –4 (11)


Мощность насоса при перекачке нефти определяется по формуле:

N = , кВт (12)

Где, Q/ – объёмная подача насоса, м3/с; Q/ = Q/86400

η – общий к.п.д. насосной установки

1   2   3   4   5

Скачать, 219.69kb.
Поиск по сайту:



База данных защищена авторским правом ©ДуГендокс 2000-2014
При копировании материала укажите ссылку
наши контакты
DoGendocs.ru
Рейтинг@Mail.ru