Розробка технологічної схеми установки комплексної підготовки природного газу

Размещено на http://www.allbest.ru/

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. Повинно бути: WP ?0,8xWКРЖ=0,14

Приймаємо WР= 0,14 м/с.

5. Діаметр корпуса апарата (розрахунковий) (м)

Приймаємо DP = 0,800 м.

6. Фактична швидкість у корпусі апарата (м/с)

7. Діаметр найменшої краплини, що може бути відділена в інерційному сепараторі (м)

м =46,3 мкм

L = 3 м; rкр=23,15 мкм; dmin= dкр; .

8. Модальний розмір крапель в потоці (м)

м или 41,8 мкм

dmod = 83,6 мкм

9. Частка рідини, що буде винесена газовим потоком (%)

10 Кількість рідини, що буде винесена з сепаратора І ступеня (г/м3)

qP=q1P•B=130•0,107=13,91 г/м3.

3.3 Розрахунок ємності для конденсату

Таблиця 3.1 - Вихідні дані для розрахунку

Найменування параметру	Умовне позначення	Одиниця виміру	Числове значення
1.Витрати газу в нормальних умовах при Т0 =293К, Р0 =0,103 МПа	Q0	м3/доб	800000
2.Питома вологоємність газу на вході в УКПГ	q1p	г/м3	130
3. Діаметр корпусу апарата сепаратора Й ступеня	Dp	м	0,73

1. Витрати газу в нормальних умовах при Т0=293К, Р0=0,103МПа, нм3/хв..

2. Витрати конденсату, л/хв.

3. Необхідний об'єм для ємності, м3.

4. Розрахункова площа перерізу, м2.

5. Розрахункова довжина ємності, м.

Приймаємо : L= 2,6м

D=750мм

V=1,1м3

3.4 Розрахунок ефективності сепаратора Й ступеня

%

3.5 Розрахунок теплообмінника разом з дроселем

Таблиця 3.2 - Вхідні дані для розрахунку теплообмінника

№ п/п	Найменування величин	Позначення	Одиниця виміру	Чисельне значення
1	Витрати теплого потоку високонапор-ного газу	Q0	м3/доб	800000
2	Робочий тиск теплого газу	P1	МПа	12,5
3	Температура теплого газу на вході	T1	К	293
4	Робочий тиск холодного газу після дроселя	P2	МПа	4,5
5	Температура холодного газу після дроселя	T3	К	265
6	Внутрішній діаметр зовнішньої труби (корпуса) теплообмінника	DT BH	м	Визначається
7	Зовнішній діаметр внутрішньої труби теплообмінника	dT H	м	Визначається
8	Внутрішній діаметр внутрішньої труби теплообмінника	dT B	м	Визначається
9	Поверхня теплопередачі теплообмінника “труба в трубі”	FTT	м2	Визначається
10	Товщина тепло передаючої поверхні.	Д	м	0,008
11	Коефіцієнт теплопровідності теплопе-редаючої поверхні (сталь)			40
12	Термічний опір плівки конденсату на тепло передаючій поверхні.	ReПЛ		0,001

1 Витрати теплого газу в робочих умовах (Р1 = 12,5 МПа, Т1 = 293 К)

м3/с

2 Мінімальна площа перетину труби теплого потоку:

м2

При тиску 12,5 МПа максимально допустима швидкість потоку в теплообміннику для газу, що має молекулярну вагу М ~ 18, становить (Д19)

Wmax = 7,5 м/с

3 Мінімальний діаметр труби теплого потоку газу

м, тобто внутрішній діаметр повинен бути більше dmin: . Приймаємо dBH = 0,1 м, якщо труба 114х7: 114-14=100 мм

4 Дійсна швидкість теплого потоку:

м/с

5 Критерій Рейнольда теплого потоку (безрозм.):

6 Критерій Нусельта теплого потоку (безрозм.):

7 Коефіцієнт тепловіддачі теплого газу :

8 Густина в робочих умовах холодного газу (Р2 = 4,5 МПа; Т3 = 265 К)

кг/м3

9 Витрати холодного потоку газу в робочих умовах (м3/с):

10 Мінімальна площа перетину труби холодного потоку (м2):

,7 м/с (див. Д19)

11 Мінімальний внутрішній діаметр зовнішньої труби теплообмінника (м):

м

Найближчий до цього розмір d2 = 0,207 м (219x6)

м2

12 Дійсна швидкість холодного потоку (м/с):

13 Критерій Рейнольдса холодного потоку (безрозм.):

14 Коефіцієнт тепловіддачі холодного газу :

15 Коефіцієнт теплопередачі К :

З урахуванням забруднення (згідно /3/ стор.471) К = 370,4 , що отримано, як результат розрахунків, відповідає фактичне К = 280 . Саме це значення приймаємо далі.

16 Допоміжні коефіцієнти (при F = 50 м2, що дорівнює поверхні теплопередачі однієї секції серійного теплообмінника типу “труба в трубі” з відповідними діаметрами внутрішньої і зовнішньої труб) :

;

17 Коефіцієнти квадратного рівняння для визначення Т2 :

Таким чином, квадратне рівняння має вигляд:

18 Визначення Т2 (К):

19 Визначення температури охолодженого газу після дроселя Т3 (К):

20 Визначення температури охолодженого газу на виході з теплообмінника Т4 (температуру недорекуперації) (К):

К.

3.6 Блок сепарації ІІ ступеня

3.6.1 Розрахунок сепаратора ІІ ступеня

Найменування величини	Позначення	Одиниця виміру	Чисельне значення
Витрати газу в нормальних умовах	Q0	м3/доб	800000
Робочий тиск	P2	МПа	4,5
Робоча температура	T3	К	256,5
Вологоємність газу на вході в установку	qH	г/м3
Густина газу в нормальних умовах	с0	кг/м3	0,78
Динамічна в'язкість рідини в робочих умовах	мP	Па·с	1,8·10-3
Динамічна в'язкість газу в робочих умовах	мГ	Па·с	1187,8·10-8
Коефіцієнт поверхневого натягу рідини	у	Па·м	0,0154
Модальний діаметр пор фільтроелемента	di	м	60·10-6
Зовнішній діаметр фільтропакета	dФ	м	0,152
Діаметр кожуха фільтропакета	dK	м	0,219
Припустимий перепад тиску на фільтропакеті	ДPФП	МПа	1·10-2
Статичний кут змачування	и	град	40
Кут сходу потоку з лопаток завіхрювача	и0	град	45

3.6.2 Розрахунок поверхні фільтрації

1 Витрати природного газу в робочих умовах, м3/с:

2 Густина в робочих умовах, кг/м3:

сР = с2 = 43,38 кг/м3

3 Оптимальний перепад тиску на фільтрі, МПа

МПа

4 Оптимальна швидкість фільтрації, м/с

м0 беремо для ТР та РАТМ.

Приймаємо WФ = 0,115 м/с

5 Необхідна поверхня фільтрації, м2

6 Необхідна сумарна довжина фільтропакетів, м

7 Кількість фільтропакетів довжиною L0 = 1 м кожний:

Маючи N, підбираємо оптимальний діаметр апарату, кожух Ш219Ч7; DВН.КОЖ=205 мм, стінка дорівнює 7 мм

Приймаємо =500мм.

8 Діаметр вхідного патрубка, м

Швидкість газу на вході в сепаратор рекомендована WВХ = 15 м/с

м2

м.

Повинно бути: dBX ?dBXP, тому приймаємо dBX=133-2x6=121 мм.

9 Площа перерізу завіхрювача одного фільтропакета, м2

Повинно бути: fBX ? 3·fЗВ =2•0,0037, WЗВ = 11 м/с

fЗВ ? 0,0037 м2

a = 0,010; b = 0,020; N = 18.

10 Середня швидкість потоку в кільцевій порожнині, м/с:

3.6.3 Розрахунок технологічного режиму незабруднення поверхні фільтрації

1 Тангенціальна та осьова швидкості газу в кільцевій порожнині, м/с

Wц = WЗВ·cos45° = 7,8 м/с; Wц = WЗВ·sin45° = 7,8 м/с.

2 Кутова швидкість газу поблизу внутрішньої поверхні корпусу, 1/с:

1/с

3 Діаметр найменшої частки, яка буде виділена з газу на внутрішню стінку корпусу дією відцентрових сил /5/, м:

0,000016 м = 16 мкм. кг/м3

4 Модальний розмір крапель в потоці газу /7/, м:

м у = 0,0154 Па·м

мкм.

5 Функція розподілу спектра крапель за розмірами /8/:



qi - доля крапель розміру ri ;

Уqi = q1 + q2 + …+ qi = 1 - сумарна кількість крапель в потоці.

6 Частка рідини, що буде винесена з газовим потоком на фільтр, частка одиниці:

qзаг - загальна кількість рідини в потоці, м3/с.

7 Розрахунок кількості рідини в потоці після дроселя:

г/м3

г/м3

qзаг = WI - WII = 0,255 - 0,0837 = 0,1712 г/м3 ? 0,17 г/м3

8 Кількість рідини, що потрапляє на фільтруючу поверхню, г/м3:

г/м3.

9 Осьова складова швидкості газу поблизу плівки, /12/, м/с:

м/с

де

10 Тангенціальна складова швидкості газу поблизу плівки /12/, м/с:

м/с

11 Мінімальна товщина плівки рідини на фільтруючій поверхні, при наявності якої забезпечується режим незабруднення фільтра, м:



=4 мм ; L = 1 м;

12 Осереднена швидкість плівки, м/с:

м/с

13 Мінімальна кількість рідини, що надходить на фільтр, при якому забезпечується режим не забруднення, г/с:

или 61 г/с

14 Всього в потоці:

г/м3

15 Треба прийняти до уваги, що результат п.14 наданий в грамах відносно нормального м3. Але газ є середовищем, що значно збільшує вміст рідини під тиском, а густина рідини залишається незмінною. Це означає, що в робочих умовах в 1 м3 газу міститься значно більше рідини, а саме рівно в стільки разів, в скільки густина газу в робочих умовах більше густини газу в нормальному вимірі. Тобто:

г/м3

16 Визначимо кількість рідини, що потрапляє на поверхню фільтрації в реальних робочих умовах:

г/c

17 Порівнюємо цей результат з п.13:



Висновок: таким чином можна стверджувати, що режим незабруднення поверхні має місце.

3.7 Розрахунок витрат інгібітором гідратоутворення

Таблиця 3.3 - Вихідні дані для розрахунку

Найменування параметра	Умовне позначення	Одиниця виміру	Чисельне значення
1. Константа для ДЕГ	К	безрозм	4000
2. Молекулярна маса ДЕГ	М	безрозм	106,12
3. Температура газу перед дроселем	Т2	К	281,23
4. Температура газу після дроселя	Т3	К	256,51
5. Кількість рідини, що може сконденсуватися після дроселя	W	г/м3	0,17
6. Початкова концентрація ДЕГу	Сп	безрозм	0,98
7. Кінцева концентрація ДЕГу	Ск	безрозм	0,94

Розрахунок необхідної концентрації інгібітору та його добової витрати при підготовці природного газу, витрати якого складають 900 тис.нм3/доб.

Для ДЕГа

%

Витрата ДЕГу :

г/м3

Для NH3OH :

%

Витрати NH3OH

г/м3

При навантажені по газу 1050000/добу необхідно подавати в потік газу після дроселя ДЕГу:

кг/добу

При необхідності надання метанолу добова витрата складає:

кг/добу.

Загальні витрати ДЕГу, що включають втрати від розчинності, випаровування, розливу,витік з насосів, складають в середньому 2,5л на 1000л вуглеводневого конденсату. Згідно промисловим даним втрати ДЕГу від випаровування складають 3,5 л на 1,0 млн.нм3 газу, що обробляється.

3.8 Розрахунок ємності для збору конденсату

Таблиця 3.4 - Вихідні дані для розрахунку

Найменування параметру	Умовне позначення	Одиниця виміру	Числове значення
1.Витрати газу в нормальних умовах при Т0 =293К, Р0 =0,103 МПа	Q0	м3/доб	800000
2.Питома вологоємність газу на вході в УКПГ	q1p	г/м3	130
3. Діаметр корпусу апарата сепаратора Й ступеня	Dp	м	0,73

1.Витрати газу в нормальних умовах при Т0=293К, Р0=0,103МПа, нм3/хв..

2. Витрати конденсату, л/хв.

3. Необхідний об'єм для ємності, м3.

4. Розрахункова площа перерізу, м2.

5. Розрахункова довжина ємності, м.

Приймаємо : L= 1м

D=500мм

V=0,2м3

4.9 Розрахунок ефективності сепаратора ЙI ступеня

%

Література

1. Катц Д.Л. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. - М.: «Недра», 1965.

2. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки. Справочник, ред. Е.Н. Судакова. - М.: изд-во "Химия", 1979.

3. Арнольди И.М., Богданович С.Я. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. ВНИИЭГазпром. - М., 1978.

4. Гриценко А.И. и др. Физические методы переработки и использование газа. - М.: "Недра", 1981.

5. Кемпбел Д.М. Очистка и переработка природных газов. - М.: «Недра», 1977.

6. Асатурян А.Ш. и др. Распределение капель жидкости в газовых потоках. Изв. вузов "Нефть и газ", N"4, 1976.

7. Арнольди И.М. и др. Дисперсный состав капель в газожидкостном потоке в трубе. Газовая промышленность, N"6, 1979.

8. Голубев И.Ф., Гнездилов Н.Е. Вязкость газовых смесей. Изд-во Госкомстандарт СССР. - М., 1971.

9. Газовое оборудование, приборы и арматура. Справочное пособие. - М.: “Недра”, 1985.

10. Арнольди И.М., Пакки В.И. и др. Течение пленки жидкости под действием газового потока на цилиндрической пористой поверхности. Тезисы докладов Всесоюзной научной конференции “ПАХТ-85”. - Харьков, 1985.

11. Пакки В.И. Очистка природного газа и аммиака от механических примесей и масла с эффектом незагрязняемости потока. Кандидатская диссертация. - М., 1984.

12. А.Дж. Рейнольдс. Турбулентные течения в инженерных приложениях. - М.: «Энергия», 1979.

13. Паккі В.І., Паккі Г.В. Патент на винахід №68515А (Україна, UA) Фільтр для очищення газу, що транспортується, від домішок. 16.08.2004.

Размещено на Allbest.ru