Розробка технологічної схеми установки комплексної підготовки природного газу

Контрольний розрахунок теплофізичних коефіцієнтів природного газу. Розрахунок ємності для конденсату, сепаратора, теплообмінника разом з дроселем. Технологічний режим незабруднення поверхні фільтрації. Необхідна концентрація інгібітору, добові витрати.
Краткое сожержание материала:

Размещено на

Міністерство освіти і науки, молоді та спорту України

Харківський національний університет будівництва та архітектури

Кафедра ТГВ і ТВЕР

Курсова робота

з курсу: «Процеси підготовки та переробки природного газу»

на тему: «Розробка технологічної схеми установки комплексної підготовки природного газу»

Харків 2011

ВСТУП

Зважаючи на те, що природний газ транспортують на великі відстані бід місця видобутку до споживача газопроводами, особливого значення набуває "питання якісної його обробки до точки роси" що виключає конденсацію вологи із газу.

Наявність у газі вологи, рідких вуглеводнів, агресивних та механічних домішок зменшує пропускну здатність газопроводів, підвищує витрати інгібітору, посилює корозію, суттєво ускладнює роботу компресорних агрегатів, контрольно-вимірювального та регулюючого обладнання.

Все це знижує надійність роботи технологічних систем, підвищує ймовірність аварійних ситуацій на компресорних станціях та газопроводах. Крім того, пил га механічні домішки сприяють стиранню металу та, накопичуючись на поверхнях теплообмінників, погіршують їх теплові характеристики.

Якщо при транспортуванні газу падає тиск, то підвищується питома вологоємність, таким чином, газ стає менш насиченим. При постійній температурі скраплена рідина не виділяється з такого газу.

Якщо під час транспортування газу знижується його температура, то питома вологоємність при постійному тиску зменшується, газ стає перенасиченим. У цьому випадку частина крапельної вологи конденсується та випадає в трубі.

Таким чином, можна стверджувати, що в процесі надходження природного газу від свердловини до УКПГ відбуваються фазові перетворення, і до тієї рідини, яка виноситься разом із газом зі свердловини, може додаватись рідина, що випадає в шлейфах. При дроселюванні та охолодженні газу в теплообмінниках теж може випадати волога. Тому головним завданням УКПГ є вилучення з газорідинного потоку рідини та механічних домішок таким чином, щоб при подачі газу споживачеві або при подальшому транспортуванні магістральним газопроводом у потоці не було рідини у вільному стані.

Для забезпечення безаварійного транспортування-природного газу магістральними газопроводами, беручи до уваги кліматичні умови, в яких перебувають трубопроводи, були розроблені технічні умови ТУ У 11.1-00158764.007-2002.

Саме цим документом обумовлена технологія підготовки газу до дальнього транспорту.

З усього вищенаведеного зрозуміло, що підготовка природного газу після свердловини та шлейфу перед подачею його до магістрального трубопроводу або до будь-якого споживача є найважливішою ланкою в усьому ланцюзі газодобувної галузі.

Виконання курсової роботи зі спеціальності "Процеси підготовки природного газу" дозволило мені закріпити та узагальнити знання з. цього курсу, надало можливість самостійно розрахувати кінцеві параметри технологічного процесу, запропонувати відповідний технологічний режим, що забезпечить ці-параметри, та розробити належну технологічну схему підготовки газу в промислових умовах.

В процесі виконання було розраховано типову технологічну схему установки комплексної підготовки природного газу (УКПГ).

1. ОБГРУНТУВАННЯ ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ УКПГ

Так як в моєму завданні наявний тиск достатньо високий на вході в. блок УКПГ, і суттєва різниця між тиском газу на вході Р1 і тиском газу на виході Рr дозволяє використати дросель-ефект для отримання холоду, щоб на II ступені сепарації температура сепарації була нижчою за температуру точки роси, що потребує ТУ," то типова технологічна схема УКПГ буде мати три основні функціональні блоки: блок сепарації І ступеня, блок теплообмінників та блок сепараторів II ступеня. Ця схема найбільш вживана, достатньо ефективна та економічна, вона відома як низькотемпературна сепарація (НТС), бо ми отримуємо необхідний для охолодження газу холод завдяки швидкому зниженню температури газу під час майже миттєвого зниження тиску газу (так званий дросель-ефект) і нам не потрібно додаткове джерело холоду.

2. ВИХІДНІ ДАНІ ДЛЯ РОЗРАХУНКУ ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ УКПГ

Найменування параметра	Умовне	Одиниця	Числове
	позначення	виміру	значення
Витрати газу в нормальних умовах при Т0=293 К и Р0=0.1 Мпа	Q0	м3/доб	2200000
Робочий тиск газу на вході в УКПГ	Р1	МПа	15
Робоча температура газу на вході в УКПГ	Т1	К	297
Робочий тиск газу на виході з УКПГ	Р2	МПа	5,5
Температура газу на ІІ ступені сепарації або точка роси (найнижча температура газу в системі)	Т2	К	269
Питома вміст пластової води на вході в УКПГ	q1р	г/м3	20
Діаметр трубопроводу на вході в УКПГ	dвх	М	визначаемо
Точка роси по воді при Р = 4.0 МПа	Трв	0С	-3
Точка роси по вуглеводням, Р=4.0 МПа	Тру	0С	0
Діаметр часток, менше	dч	мкм	5
Коефіцієнт поверхневого натягу		Па*с	0,0154
Питома густина природного газу в нормальних умовах		кг/м3	0,76

3. ПРОЕКТУВАННЯ СПЕЦІАЛЬНОГО ТЕХНОЛОГІЧНОГО ОБЛАДНАННЯ

3.1 Контрольний розрахунок теплофізичних коефіцієнтів природного газу

природний газ конденсат

1 Відносна густина та молекулярна маса (безрозмірні):

2 Критичний тиск (МПа):

або МПа.

3 Критична температура газу (К):

К.

4 Температура кипіння газу (К):

К.

5 Допоміжний параметр (безрозм.):

6 Ексцентрисітети (безрозм.):

7 Критична стислість (безрозм.):

8 Зведені тиск та температура (безрозм.):

; ;

; ;

9 Зведена густина (безрозм.):

;

.

10 Динамічна в'язкість при атмосферному тиску та будь-якій температурі

Динамічна в'язкість в стандартних умовах (атмосферний тиск та Т=293°К)

Динамічна в'язкість при будь-якому тиску та температурі



11 Коефіцієнт питомої теплоємності (ккал / (кг·К))

1ккал/год = 1,16 вт

;

;



12 Коефіцієнт теплопровідності

Визначається з таблиці Додатку Є методичних вказівок.

В робочих умовах І (РР = 12,5 МПа; ТР = 293 К)

;

В робочих умовах ІІ (РР = 4,5 МПа; ТР = 265 К)

;

3.2 Блок сепарації І ступеня

1. Густина в робочих умовах (кг/м3)

2. Продуктивність у робочих умовах (м3/с)

3. Діаметр патрубків входу та виходу газу (м)

Wвх = 7,5 м/с (табл. Ф) Обираємо стандартний патрубок Ш133х7 мм, тоді dBX = dВИХ =119 мм=0,119 м

4. Критична швидкість інерційного сепаратора (м/с)

Значення у дорівнює 0,0055 Па·c. П...