Технологические расчеты по обустройству нефтяных и газовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

32

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет»

(ФГБОУ ВО «КубГТУ»)

Институт нефти, газа и энергетики

Кафедра нефтегазового дела им.проф. Г.Т.Вартумяна

Направление подготовки: 21.03.01- «Нефтегазовое дело»

Профиль: «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине: «Обустройство нефтегазовых месторождений»

на тему: «Технологические расчеты по обустройству нефтяных и газовых месторождений»

Выполнил студент Авидзба А.Б.

4 курса группы18-НБ-НД2

Руководитель проекта Е.П. Запорожец

Краснодар 2022 г.



Министерство науки и высшего образования Российской Федерации ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет»

(ФГБОУ ВО «КубГТУ»)

Институт нефти, газа и энергетики

Кафедра нефтегазового дела им.проф. Г.Т.Вартумяна

Направление подготовки: 21.03.01- «Нефтегазовое дело»

Профиль: «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»

ЗАДАНИЕ

на курсовой проект

Студенту: Авидзба А.Б. 4 курса группы 18-НБ-НД2

Тема проекта: «Технологические расчеты по обустройству нефтяных и газовых месторождений»

(утверждена указанием директора института №______ от ________20__г.

Объем проекта: а) пояснительная записка стр.

б) графическая часть: ________

Рекомендуемая литература:

1) Запорожец Е.П., Антониади Д.Г., Зиберт Г.К. и др. Регулярные процессы и оборудование в технологиях сбора, подготовки и переработки нефтяных и природных газов. Учебное пособие. - Краснодар: Издательский Дом-Юг, 2012. - 620 с.

2) Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. - ТИД "Альянс", 2005. - 135 с.

3) Хафизов А.Р., Пестрецов Н.В., Чеботарев В.В. и др. Сбор и подготовка нефти и газа. Технология и оборудование. Учебное пособие, 2002. - 555 с

Срок выполнения: с г. по г.

Срок защиты: с г.

Дата выдачи задания: г.

Дата сдачи проекта на кафедру: г.

Руководитель проекта: ________________________/ Е.П.Запорожец /

Задание принял студент ____________________/А.Б. Авидзба/



Реферат

Курсовой проект: 33 страниц, 6 рисунков, 6 таблиц, 7 источников использованной литературы, иллюстративная часть - 1 лист формата А1.

ГАЗОНОСТНОСТЬ, КОМПЛЕКСНЫЙ СБОРНЫЙ ПУНКТ ГАЗА, ОБУСТРОЙСТВО, ПОДГОТОВКА ГАЗА, СЕПАРАТОР ГАЗА, СКВАЖИНА, ТЕХНОЛОГИЯ.

В курсовом проекте приведены расчеты инженерно-технических решений по обустройству систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа (конденсата) и пластовой воды, а также технологических установкам, оборудованию и аппаратуре для промысловой подготовки нефти и газа к транспорту или использованию на собственные нужды промысла.



Содержание

Введение

1. Теоретическая часть

1.1 Краткий физико-географический очерк района

1.2 Анализ системы сбора и подготовки газа

1.2.1 Система сбора газа

1.2.2. Технология подготовки газа

2. Практическая часть

2.1 Расчет напорного нефтепровода

2.2 Расчет процесса разделения нефти, газа и воды

2.3 Расчет технологических параметров абсорбционной осушки газа

Заключение

Список использованной литературы



Введение

газ нефть пластовый вода

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северо-западной части полуострова Ямал и является базовым месторождением этого района. Оно входит в состав так называемой Бованенковской группы газоконденсатных месторождений, в которую входят еще крупные Харасавэйское и Крузенштерновское месторождения, в настоящее время наиболее подготовленые к освоению, с крупными суммарными запасами газа и конденсата.

Район месторождения характеризуется суровыми природно-климатическими условиями, наличием толщи многолетнемерзлых пород мощностью до 300 м, что усложняет его промышленное освоение.

Лицензия на добычу газа из залежей Бованенковского месторождения и геологическое изучение нижележащих отложений, с последующей их разработкой, принадлежит ООО «Газпром добыча Надым».

В 2003 году ВНИИГАЗом, при участии ТюменНИИгипрогаза, были разработаны коррективы к проекту разработки сеноман-аптских залежей Бованенковского месторождения, которыми рекомендован к внедрению вариант I разработки этих залежей с годовым отбором газа на период постоянной добычи 115 млрд. м3 На разных этапах проектирования по Бованенковскому НГКМ проработаны варианты разработки сеноман-аптских отложений на годовые отборы газа - 160, 115 и 85 млрд.м3 и по ранее принятым проектным решениям на месторождении отсыпано семь кустовых площадок и пробурено 60 скважин - 50 эксплуатационных, 7 наблюдательных, 3 ликвидировано. В 2013 г. Бованенковское месторождение введено в промышленную разработку.



1. Теоретическая часть

1.1 Краткий физико-географический очерк района

Бованенковское НГКМ расположено в северо-западной части полуострова Ямал в 450 км к северу от г. Салехард. В административном отношении месторождение находится в Ямальском районе Ямало-Ненецкого автономного округа.

Рис. 1.1 Обзорная карта газовых и нефтяных месторождений севера Тюменской области

Территория месторождений расположена в зоне с суровыми климатическими условиями, которые характеризуются холодной продолжительной (около девяти месяцев) зимой с сильными ветрами, частыми метелями и прохладным коротким (около двух месяцев) летом с моросящими осадками. Наиболее теплыми месяцами считаются июль и август со значениями средних многолетних температур воздуха от +5,5?С до +6,9?С. Среднемноголетние амплитуды температур воздуха составляют порядка 30?С (табл.1.). Абсолютный минимум температуры воздуха составляет -52?С, абсолютный максимум +30?С.

Переход суточных температур через 0?С осенью обычно происходит во второй половине сентября, когда ложится снег, и формируется ледовый покров на озерах. Весенняя инверсия среднесуточной температуры воздуха, как правило, отмечается в конце мая - начале июня. Летом дневные температуры воздуха обычно варьируют в пределах 10-15?С. На этом, типичном для района, фоне начиная с 1988 года был выделен ряд лет с аномально теплыми погодными условиями в июле, когда в течение 7-12 дней дневной максимум достигал 25-28?С. Кроме того, различными исследователями начиная с середины 60-х годов на севере России повсеместно отмечается климатическое потепление, связанное с повышением температур воздуха зимнего периода.

Территория месторождения - это плоская аккумулятивно-эрозионная равнина, которая расчленена речной и овражной сетью, сильно заозерена и заболочена. Абсолютные отметки поверхности - от 0,5-3 м на низких поймах до 41-45 м на местных водоразделах. Равнина имеет двухступенчатое строение: верхняя ступень представлена останцами III морской верхнеплейстоценовой террасы и надпойменных верхнеплейстоцен-голоцено-вых террас, а нижняя ступень - плоскими поверхностями пойм рек Надуйяхи, Сеяхи, Мордыяхи.



1.2 Анализ системы сбора и подготовки газа

1.2.1 Система сбора газа

Для размещения 743 эксплуатационных скважин на Бованенковском месторождении необходимо отсыпать 56 кустовых площадок, обеспечивающих расположение от 7 до 21 скважины в кусте с расстоянием между устьями 20 м.

Строительство кустовых площадок ведется на основе изыскатальских работ (бурение параметрических скважин с отбором керна и его исследованием).

Кустовые площадки располагаются на участках с льдистостью до 40% верхней части многолетнемерзлых пород.

Кустовые площадки переносятся при наличии на проектных участках пластовых или линзовидных тел льда, с льдистостью более 40%.

Предусмотрено осуществлять подвеску НКТ до кровли продуктивного пласта. Рекомендована пакерная схема эксплуатации скважин.

Беспакерная схема требует согласования в органах Госгортехнадзора РФ.

Фонтанные арматуры скважин ориентированы вдоль линии расположения скважин (направления движения станка).

1.2.2 Технология подготовки газа

Ниже рассмотрены возможные технологии подготовки газа к транспорту с позиции целесообразности их использования в условиях Бованенковского месторождения.

Абсорбционная осушка газа не может быть использована на газовых промыслах ямальских месторождений.

Адсорбционная осушка в сочетании с СОГ и применением комбинированного адсорбента способна обеспечить выполнение всех требований к подготовке газа.

Низкотемпературная сепарация (НТС) также обеспечивает выполнение всех требований, предъявляемых к технологии подготовки газа. Она имеет несколько модификаций, общим требованием для которых является высокая эффективность сепарации в концевом низкотемпературном сепараторе: капельный унос жидкой фазы не должен превышать 2…5 мг/м3. Технологии НТС с ТДА обладают высокой степенью готовности к реализации, поскольку на газодобывающих промыслах накопился многолетний положительный опыт эксплуатации низкотемпературных технологий и турбохолодильной техники. Технология принята к реализации на Бованенковском и Харасавэйском месторождениях решением № 7 экспертизы РАО ”Газпром” от 13.10.93 г. и включена в “Коррективы ТЭО обустройства Бованенковского и Харасавэйского месторождений”, выполненного ЮЖНИИГИПРОГАЗом в 1993 году.

Пластовый аптский газ в начальный период эксплуатации (8 лет) дросселируется до давления 8,5 МПа и, пройдя сепаратор С-1, направляется на установку адсорбции.

При падении давления перед УКПГ ниже 8,5 МПа на 9-м году вводится I-я очередь дожимной компрессорной станции (6 ГПА единичной мощностью 16 МВт). Ввод II-ой очереди ДКС (6ГПА) - на 18 году.

Содержание “тяжелых” углеводородов в пластовом газе принято равным »2,5 г/м3. Для обеспечения транспорта газа в "сухом" режиме количество конденсата, извлекаемого в адсорбере, составляет около 1,5 г/м3.

“Сырой” газ проходит сверху вниз через адсорбер, где из него удаляется вода, метанол (при наличии) и углеводородный конденсат, очищается от унесенных твердых частиц в фильтре Ф-1 и направляется на охлаждение в СОГ и далее, с давлением 7,5 МПа и температурой минус 2 … 7°С. - в магистральный газопровод.

Часть осушенного и отбензиненного газа (?15%) дожимается компрессором Кр-1 ? на 0,3 МПа нагревается в печи П-1 до 290°С и подается снизу вверх для нагрева адсорбера, находящегося в стадии регенерации, и удаления адсорбированных компонентов из адсорбента. Затем охлаждается в воздушном холодильнике Вх-1, отделяется от сконденсированной жидкости в сепараторе С-2 и возвращается на повторную адсорбцию с потоком “сырого” газа.

В стадии охлаждения скомпримированный газ проходит адсорбер сверху вниз, охлаждается в АВО, сепарируется и также возвращается на адсорбцию.

В связи с тем, что пропан-бутановые холодильные установки выпускаются с приводом от газовой турбины мощностью 8000 кВт (НК14-СТ), целесообразно делать единую станцию охлаждения газа на весь объем обработки.

Варианты технологии НТС.

Сырой пластовый газ поступает в сепаратор 1 ступени С-1, где отделяется метанольная вода и конденсат, которые сбрасываются в разделитель Р-1. Отсепарированный газ поступает в теплообменник Т-1, где охлаждается встречным потоком холодного газа, идущего из низкотемпературного сепаратора С-3. Часть отсепарированного газа из сепаратора С-1 идет на ДКС, для повышения давления и затем смешиваясь с остальным отсепарированным газом охлаждается в воздушном холодильнике, перед которым в поток газа впрыскивается метанол для предотвращения гидратообразования и далее также поступает в теплообменник Т-1. После теплообменника Т-1 охлажденный газ поступает в промежуточный сепаратор С-2 для отделения сконденсирвавшихся воды и конденсата. Из промежуточного сепаратора С-2 газ поступает на турбину турбодетандерного агрегата, где путем политропического расширения на лопатках турбины достигается его глубокое охлаждение. Полученная на турбине работа передается на вращение компрессора К.

Осушенный в С-3 до точки росы ниже минус 20оС холодный газ проходит теплообменники Т-2 и Т-1 и поступает на прием компрессора турбодетандерного агрегата, где его давление повышается выше давления магистрального газопровода, охлаждается в воздушном холодильнике и в теплообменнике Т-2 после хозрасчетного измерения расхода отправляется в магистральный газопровод.

Рисунок 1.2 Принципиальная схема НТС СД

Промысловую подготовку газа к дальнему транспорту рекомендуется осуществлять на трех УКПГ по технологии низкотемпературной сепарации среднего давления. Предлагаемая технология позволяет осуществить однофазность транспортирования продукции за счет высокой эффективности сепарации (унос жидкости до 2 мг/м3) и использование только двух реагентов.



2. Практическая часть

2.1 Расчет напорного нефтепровода

Центробежными насосами по нефтепроводу длиной L=1,5 км перекачивается нефть с расходом Q=350 т/сут относительной плотности =0,82 кинематической вязкостью =32 дСт. Разность нивелировочных отметок между начальным и конечным пунктами h_ст=6 м. Режим перекачки t=20 часов в сутки. Необходимо определить диаметр трубопровода, давление в насосах и мощность их двигателей.

Решение:

Определяем часовое количество перекачиваемой нефти (м³) по формуле:

(1)

Расчетная площадь сечения трубы, :

где - приближенная скорость движения нефти в зависимости от кинематической вязкости определяется приведенной таблице 2.1.

Таблица 2.1

Оптимальные средние скорости движения жидкости в зависимости от вязкости

Кинематическая вязкость жидкости,	Рекомендуемая скорость, м/с
	нагнетание	всасывание
0,01-0,3	1,5	1,0
0,31-0,7	1,3	1,0
0,71-1,5	1,0	0,8
1,51-4,4	0,8	0,6

Так как вязкость нефти =32дСт=3,2 , то согласно таблице 2.1 получаем скорость при нагнетании =0,8 м/с. Тогда получаем:

Диаметр трубы определяется по формуле, м:

Согласно ГОСТ 8732-78 принимается ближайший больший диаметр трубы - 108 мм с толщиной стенки 4 мм. Внутренний диаметр такой трубы равен 100 мм.

Определяем площадь сечения трубы:

Средняя скорость движения жидкости в трубе, м/с:

Определяем число Рейнольдса:



Так как Re=197 < 2320, то режим течения жидкости ламинарный.

Определим гидравлический уклон для ламинарного режима:

Потери напора на трение по длине трубопровода, м:

Общая потеря напора в трубопроводе с учетом разницы нивелирных отметок, м:

Давление в насосе, МПа:

Необходимая мощность двигателя насоса, кВт:

где =0,75 - КПД насоса;



Таким образом, мощность двигателя насоса должна будет составлять 20 кВт.

2.2 Расчет процесса разделения нефти, газа и воды

Сепарационный установки предназначены для отделения газа от нефти как без частичного ее обезвоживания, так и с использованием технологии, обеспечивающей непрерывность процессов отделения газа и воды.

При проектировании сепарационных установок должны учитываться следующие требования:

- использование сборных трубопроводов для подготовки продукции скважин к сепарации с созданием в их конечных участках расслоенной структуры течения;

- обеспечение оптимальных условий ввода продукции скважин в сепараторы с учетом структуры течения газожидкостной смеси;

- использование технологических методов воздействия при сепарации газожидкостных смесей с аномальными физико-химическими свойствами;

- блочность, агрегатирование и унификация внешних и внутренних узлов сепарационных установок;

- отделение газа от капельной жидкости.

Технология первичной подготовки нефти, воды и газа базируется на их физическом отделении друг от друга.

Процесс разделения нефти, нефтяного газа и пластовой воды в гравитационном сепараторе



Рисунок 2.1 Схема сепаратора: 1 - область нефтегазоводяной смеси; 2 - область разделения газа от дисперсной жидкости; 3 - область разделения нефти и воды; 4 - область очищенного газа; 5 - область очищенной нефти; 6 - область пластовой воды

Исходные данные приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Исходные данные к расчету разделения нефти, нефтяного газа и пластовой воды в гравитационном сепараторе

Параметры	Значение
Динамическая вязкость воды, µв•10-2, Па•с	0,12
Динамический коэффициент вязкости газа, µг•10-6Па•с	12
Давление нефтегазоводяной смеси, Р•105 Па	14
Плотность нефти, , кг/м3	760
Температура нефтегазоводяной смеси, Т, 0С	50
Молекулярная масса нефтяного газа, m, г/моль	24
Средний размер частицы нефти в газе, dчн, мм	1,6
Фактор сжимаемости, z	0,87

1) Расчет осаждения воды в нефти

Из таблицы 2.3 выбирается кинематическая вязкость нефти при заданной температуре.



Таблица 2.3

Зависимость кинематической вязкости нефти от температуры

Т, °С	10	20	25	50	60	75	100	125
10-5	2,20	2,00	1,50	0,8	0,60	0,45	0,30	0,20

Получаем, что при Т=50 ⁰С имеем =0,8.

Определяем динамическую вязкость нефти по формуле:

Диаметр частицы воды, ламинарно осаждающийся в нефти определяется формулой:

где =9,81 - ускорение свободного падения;

=1000 - плотность воды

Тогда, получаем:

Так как получившийся диаметр частиц не более 80 мкм, то приблизительная скорость осаждения рассчитывается по формуле Стокса:

Далее для процесса осаждения определяем критерий Архимеда:

Находим коэффициент сопротивления:

Определяем критерий Рейнольдса:

Искомая скорость осаждения определяется по формуле:

Время осаждения одной частицы воды в нефти:

где h=1 м - высота участка, где происходит отделение нефти от воды



2) Расчет осаждения нефти в газе

Расчет осаждения нефти в газе аналогичен расчету осаждения воды в нефти, но сначала необходимо определить плотность газа из уравнения:

Так как диаметр частиц нефти, осаждающейся в газе, равен 1,6 мм, то найдем приблизительную скорость осаждения по формуле Ньютона.

Критерий Архимеда считаем по формуле (15):

Коэффициент сопротивления считается по форуле (16):

Находим критерий Рейнольдса из формулы(17):

Искомая скорость осаждения находится по формуле (18):

Время осаждения нефти в газе находится из формулы (19):

Таким образом, время осаждения частицы воды в нефти - 0,93 с, а нефти в нефтяном газе - с.

2.3 Расчет технологических параметров абсорбционной осушки газа

Подготовкой добываемого газа называют обработку его с целью удаления компонентов, затрудняющих трубопроводный транспорт. Наличие в газе воды, жидких углеводородов, агрессивных и механических примесей снижает пропускную способность газопроводов, повышает расход ингибиторов, усиливает коррозию оборудования, приводит к необходимости увеличения мощности газокомпрессорных станций, снижает надежность работы технологических систем, увеличивает вероятность аварийных ситуаций на газокомпрессорных станциях и линейной части газопровода.

Подготовка газа к транспорту проводится на установках комплексной подготовки газа, предназначенных для осушки газа газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений от воды, отделения механических примесей, жидких углеводородов и очистки от сернистых соединений. Выбор промыслового оборудования для УКПГ зависит от состава газа и содержания тех или иных компонентов, термодинамических условий месторождения, направления дальнейшего использования газа и климатических условий районов добычи и транспортировки.

Наличие в добываемом газе водяного компонента приводит к опасности появления в трубопроводах ледяных пробок, а при повышенных давлениях и низких температурах - отложений газовых гидратов. Поэтому влагосодержание газа является важной характеристикой и используется при проведении технологических расчетов при добыче, подготовке и переработке природного газа.

На рисунке 2.2 показана наиболее распространенная технологическая установки абсорбционной осушки газа.

I- исходный газ + конденсат + водно-метанольный раствор (ВМР); II - газ + пар воды; III - жидкая фаза: конденсат + ВМР; IV - осушенный газ; V-реагентированный (концентрированный) абсорбент высокого давления; VI - газ дегазации (топливный газ); VII- осушенный газ; VIII- насыщенный водным компонентом абсорбент; IX - предварительно нагретый насыщенный абсорбент; X - горячий концентрированный абсорбент низкого давления; XI - охлажденный абсорбент низкого давления; XII- пары + растворенный в абсорбенте газ; XIII-вода; XIV-рефлюксная вода на орошение; XV - высокотемпературный теплоноситель; XVI-низкотемпературный теплоноситель

Рисунок 2.2 Схема установки абсорбционной осушки газа

В насадочных колоннах массообмен между фазами происходит непрерывно вдоль всей поверхности контакта фаз. В тарельчатых колоннах каждая ступень контакта действует как самостоятельная для противоточных потоков газа и осушителя. Контактирующие фазы стремятся к равновесию. Степень приближения к состоянию равновесия условно можно принять как эффективность тарелки или коэффициент полезного действия.

Из-за небольших соотношений расходов газа и жидкого осушителя решетчатые, ситчатые (сетчатые) и подобные конструкции тарелок для абсорберов установок осушки газа нецелесообразны, так как возможны «провал» жидкости и снижение КПД тарелок.

В качестве основного абсорбента-осушителя применяется диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). ТЭГ нашел в последнее время широкое применение в первую очередь благодаря низким потерям его на установках осушки газа и ряду других технологических преимуществ.

Основными показателями, характеризующими гликоли как осушитель, являются депрессия точки росы газа по влаге, потери с осушенным газом, регенерируемость насыщенного раствора гликоля и т.д.

При расчете принимают, что температура абсорбции остается постоянной по высоте абсорбера и равной температуре газа на входе.

Исходные данные приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4

Исходные данные к расчету технологических параметров абсорбционной осушки газа

Параметры	Значение
содержание NaCl в пластовой воде,%	10
расход газа G,	15
давление P,МПа	4,0
температура T, C	35
плотность ,	0,83
плотность воздуха	1,293
применяемый тип абсорбента	ТЭГ
массовая доля абсорбента регенерированном растворе	0,98
массовая доля абсорбента в насыщенном растворе	0,85

Решение:

Относительная плотность газа при нормальных условиях:

При давлении 4 МПа и температуре 35C содержание влаги в газе составляет . По графикам, изображенным на рисунке 2.3 определяем поправку на плотность для газа с плотностью 0,83 при температуре 35C: C₂=0,97. Поправка на содержание солей C₁=1.



Рисунок 2.3 Равновесное влагосодержание (при P=0,1 МПа; T=15,6 C) углеводородного газа при различных температурах от минус 50 до плюс 140 C и давлениях от 0,1 до 70,3 МПа

Влажность газа при давлении 4 МПа и температуре 35C:

Содержание воды в осушенном газе до температуры точки росы при сходном давлении 4 МПа: .

Удельное количество воды, извлекаемой из газа:

Удельное количество регенерированного раствора абсорбента:

Удельное количество насыщенного раствора на выходе из абсорбера:

Расход регенерируемого абсорбента:

Расход воды, удаляемой из газа:

Расход насыщенного сорбента:

Регенерация абсорбента производится при атмосферном давлении в десорбере 5 (рисунок 2.4). Во время десорбции - удалении воды - абсорбент нагревают. Нагрев выполняют в два этапа. На первом - в рекуперативном теплообменнике 2. На втором - в секции 7 десорбера 1. Тепло в секцию 7 поступает из нагревателя 5, в котором сжигают топливный газ. В качестве топливного газа используют поток из сепаратора 3.

1 - десорбер; 2 - рекуперативный теплообменник; 3 - аппарат воздушного охлаждения; 4 - рефлюксная емкость; 5 - нагреватель; 6 - насос для подачи регенерированного абсорбента; 7 - секция нагрева абсорбента

Рисунок 2.4 Схема регенерации абсорбента

Тепло, необходимое для выпаривания и удаления воды из насыщенного абсорбента:



где =4,18 кДж/кг - теплоемкость жидкой воды;

=1,2 кДж/кг - теплоемкость водяного пара;

=2260 кДж/кг - теплота парообразования;

=35C - начальная температура насыщенного абсорбента;

=170 C - температура регенерированного абсорбента до теплообменника;

=100 C - температура кипения воды при нормальном давлении

Тепло, расходуемое на нагрев концентрированного абсорбента от температуры холодного насыщенного раствора до температуры регенерации абсорбента:

где =2,2 кДж/(кгК) - удельная теплоемкость ТЭГ.

Температура охлажденного концентрированного абсорбента:

Тепло, расходуемое на нагрев насыщенного абсорбента в рекуперативном теплообменнике:

Тепло исходного потока насыщенного абсорбента до теплообменника:

Тепло насыщенного абсорбента после рекуперативного теплообменника:

Тепло, необходимое для регенерации абсорбента:

где =0,150,2 - потери тепла

Необходимый расход топливного газа:

где =35772 кДж/-низшая теплота сгорания топлива;

Массовый расход топливного газа:

где кг/м³ - плотность топливного газа

Необходимый расход воздуха для сжигания топлива:

где =9,52 нм³/нм³ - удельный объемный расход воздуха;

=1,051,1 - коэффициент избытка воздуха

Массовый расход кислорода:

Количество отводимого тепла в аппарате воздушного охлаждения:

где =70 С - температура воды после АВО

Температура воздуха через АВО:



Расход воздуха через АВО для охлаждения водяного пара:

где =1 кДж/(кгград) - изобарная теплоемкость воздуха;

=38 - температура атмосферного воздуха

Потребляемая мощность двигателя вентилятора АВО:

где =0,510⁵ - напор воздуха, создаваемый вентилятором АВО;

=0,5 - КПД АВО;

Напор, создаваемый насосом, который нагнетает концентрированный абсорбент в абсорбер:

Потребляемая мощность двигателем насоса:

где =1,1 г/см³ - плотность абсорбента;

=0,7 - КПД насоса

Основные технологические параметры установки сведены в таблицу 2.5.

Таблица 2.5

Основные технологические параметры установки

№	Наименование параметра	Обозначение	Размерность	Величина
1	Расход газа	G	нм3/с	15
2	Давление газа	P	МПа	4
3	Относительная плотность исходного газа при нормальных условиях			0,64
4	Содержание воды в исходном газе	w1	г/нм3	1,36
5	Содержание воды в осушенном газе	щ2	г/м3	0,015
6	Расход регенерируемого абсорбента		кг/с	0,15
7	Расход насыщенного абсорбента		кг/с	0,35
8	Расход воды, удаляемой из газа	Lщ	кг/с	0,202
9	Температура охлажденного концентрированного абсорбента		°C	50
10	Расход топливного газа	Gт	кг/с	0,00064
11	Расход воздуха для сжигания топливного газа	Gв	кг/с	0,0087
12	Расход воздуха для охлаждения водяного пара		кг/с	4,89
13	Потребляемая мощность двигателем вентилятора АВО	NАВО	кВт	0,67
14	Потребляемая мощность двигателем циркуляционного насоса	Nн	кВт	0,82



Заключение

В данном курсовом проекте была рассмотрена системы сбора и подготовки газа на примере системы Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения, а также приведены принципиальные технологические схемы системы и ее ключевых узлов.

Также были проведены следующие расчеты:

1. Расчет системы сбора скважинной продукции, согласно которому был подобран трубопровод с внешним диаметром 0,108 м и толщиной стенки 4 мм, а также был определен гидравлический уклон i = 0,0538 и рассчитаны потери напора по длине промыслового трубопровода;

2. Расчет процесса разделения нефти, газа и воды, в результате которого были определены режимы истечения при осаждении частиц воды и при всплытии пузырьков газа из объема нефти - в обоих случаях режим истечения ламинарный. Были также получены скорости осаждения и всплытия частиц воды и газа - м/с и 2,6 м/с соответственно. Время разделения в сепараторе воды и нефти составило - с, а нефти и нефтяного газа - 0,77 с;

3. Расчет технологических параметров установки абсорбционной осушки газа, позволяющий определить необходимую степень осушки газа для предотвращения возможности последующего образования гидратов, а также соответствующие этой степени осушки и расходу газа технологические параметры установки, такие, как:

- расход регенерируемого и насыщенного абсорбента - L'_р = 0,15 кг/с и L'_н = 0,35 кг/с соответственно;

- расход удаляемой из газа воды - L_щ = 0,202 кг/с;

- расход топливного газа, необходимого для обеспечения теплоты, затрачиваемой на регенерацию абсорбента, - G_т = 0,00064 кг/с;

- потребляемые мощности двигателей аппарата воздушного охлаждения и циркуляционного насоса - N_аво = 0,67 кВт и N_нас = 0,82 кВт.

Список использованной литературы

1. Обустройство нефтегазовых месторождений: методические указания по выполнению курсового проекта для студентов всех форм обучения направления 21.03.01 Нефтегазовое дело / Сост.: Е.П. Запорожец, Н.А. Шостак; Кубан. гос. технол. ун-т. Каф. нефтегазового дела им. проф. Г.Т. Вартумяна. Краснодар: Изд. КубГТУ, 2017. 27 с.;

2. Запорожец Е.П., Антониади Д.Г., Зиберт Г.К. и др. Регулярные процессы и оборудование в технологиях сбора, подготовки и переработки нефтяных и природных газов. Учебное пособие. Краснодар: Издательский Дом-Юг,2012. 620 с.;

3. ГОСТ 8732-78 Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент (с Изменениями N 1, 2);

4. Каспарьянц К.С. Проектирование обустройства нефтяных месторождений. Самара: ПО "Самвен", 1994. 415 с.;

5. Ситенков В.Т. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ «САМИЗДАТ», 2012. 457с.;

6. Строительство нефтегазопромысловых объектов. Учебное пособие. Авторы В.Д. Гребнев, Д.А. Мартюшев Г.П. Хижняк,: Перм. нац. исслед. политехн. ун-т. Пермь, 2012. 115 с.;

7. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие / А.Т. Росляк, С.Ф. Санду; Томский политехнический университет. Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2013. 152 с.

Размещено на Allbest.ru