Размещено на http://www.allbest.ru/

ХАРКІВСЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ УНІВЕРСИТЕТ БУДІВНИЦТВА ТА АРХІТЕКТУРИ

Кафедра «Теплогазопостачання, вентиляції та використання вторинних теплових ресурсів»

Контрольна робота

з дисципліни: «Процеси підготовки та переробки природного газу»

Студента 4 курсу групи ТВГ-42

Напряму підготовки: будівництво

Спеціальності: 6.06.01.01.000.

Гордієвський М.Р.

Керівник: Басова Н. М.

2017



ЗМІСТ

ВСТУП

1. ОБГРУНТУВАННЯ ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ УКПГ

1.1 ОПИС ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ УКПГ

2. РОЗРАХУНОК ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ УКПГ

2.1 ВИХІДНІ ДАНІ ДЛЯ РОЗРОБКИ ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ ПІДГОТОВКИ ГАЗУ

2.2 РОЗРАХУНОК ТЕПЛОФІЗИЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ

2.3 ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗРАХУНОК ТА ВИБІР СЕПАРАТОРА I СТУПЕНЯ

2.4 РОЗРАХУНОК ТЕПЛООБМІННОГО АПАРАТУ ТИПУ «ТРУБА В ТРУБІ» РАЗОМ З ДРОССЕЛЕМ

ВИСНОВОК

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ



ВСТУП

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

Наявність у газі вологи, рідких вуглеводів, агресивних та механічних домішок зменшує пропускну здатність газопроводів, підвищує витрати інгібітора, 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 та механічні домішки сприяють стиранню металу та, накопичуючись на поверхнях теплообмінників, погіршують їх теплові характеристики. дроссель газ теплофізичний сепаратор

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 установки комплексної підготовки природного газу (УКПГ) відбуваються фазові перетворення, і до тієї рідини, яка виноситься разом з 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 споживачу або при подальшому транспортуванні магістральним газопроводом у потоці не було рідини у вільному стані.

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 проблемою в усьому ланцюзі газодобувної галузі.



1. ОБГРУНТУВАННЯ ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ УКПГ

1.1 ОПИС ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ УКПГ

На початкових етапах експлуатації газоконденсатних родовищ Pвх в установки НТС значно перевищує P, необхідне для подачі в магістральні трубопроводи. Надмірний тиск газу використовується для отримання низьких температур, необхідних для відділення конденсату методом низькотемпературної сепарації. Низькотемпературної сепарацией називають процес вилучення рідких вуглеводнів з газів шляхом одноразової конденсації при знижених температурах від -10 до -25оС з газогідромеханіческім поділом рівноважних газової і рідкої фаз.

Основні фактори, що впливають на процес НТС:

Склад сировинного газу.

Вплив температури.

Вплив тиску.

Низькотемпературна сепарація здійснюється за наступною схемою. Газ зі свердловини по шлейфу проходить через сепаратор першого ступеня (для попереднього відділення рідини, що виділилася в підйомних трубах і шлейфі), потім надходить в газовий теплообмінник, де охолоджується зустрічним потоком відсепарованої холодного газу. Після теплообмінника газ, проходячи через штуцер (ежектор), редукується до тиску максимальної конденсації (або близького до нього), температура його при цьому знижується (за рахунок дросель-ефекту). B сепараторі внаслідок зміни термодинамічних умов і зниження швидкості газового потоку випадають конденсат і волога, які, накопичуючись в конденсатозбірнику, періодично випускаються в промисловий збірний колектор-конденсатопровод і далі на вузол стабілізації конденсату. C метою більш раціонального використання енергії пласта в схему замість штуцера може бути включений турбодетандерний агрегат. При зниженні тиску газу (в процесі розробки родовища) до значення, при якому не представляється можливим забезпечити задану температуру сепарації за рахунок енергії пласта, в схему включається джерело штучного холоду - холодильний агрегат. Технологічний режим установки HTC визначається термодинамічної характеристикою родовища, складом газу і конденсату, a також вимог, що пред'являються до продукції промислу. Для попередження утворення гідратів в схемах HTC передбачається введення в газовий потік інгібітору гідратоутворення. Тиск останньому щаблі сепарації визначається тиском в газопроводі, температура - з умови глибини виділення вологи і важких вуглеводнів. Технологія низькотемпературної сепарації придатна для будь-якої кліматичної зони, допускає наявність в газі не вуглеводневого компонентів, забезпечує ступінь вилучення конденсату (C5 + B) до 97%, a також температуру точки роси, при якій виключається випадання вологи і важких вуглеводнів при транспортуванні природного газу. Перевагою установки HTC є низькі капітальні та експлуатаційні витрати (за наявності вільного перепаду тиску), недоліком - низькі ступеня вилучення конденсатообразующіх компонентів з худих газів, безперервне зниження ефективності в процесі експлуатації за рахунок полегшення складу пластової суміші, необхідність докорінної реконструкції в період вичерпання дросель-ефекту . Для підвищення ефективності HTC використовують сорбцію в потоці (впорскування в потік газу стабільного конденсату або ін. Вуглеводневих рідин) і противоточную абсорбцію відсепарованої газу (заміна низькотемпературного сепаратора на абсорбер-сепаратор - багатофункціональний апарат, в якому при різних етапах розробки родовища можна здійснювати процеси HTC, a також абсорбційного отбензініванія і осушення газу). Ефективним на сьогоднішній день є застосування Системи низькотемпературної сепарації (НТС) і низькотемпературне конденсації (НТК) вуглеводнів з природного і нафтового попутних газів прямим охолодженням. Для забезпечення точки роси газу по вуглеводнях і числа Воббе з газу в процесі підготовки видаляють основну частину вуглеводнів С5 + і частина вуглеводнів С3; С4. Практично завжди це здійснюють за рахунок використання процесу низькотемпературної сепарації газу. Частина зазначених вуглеводневих компонентів виділяється з газу при сепарації в процесах ступеневої стиснення і охолодження газу. Для охолодження газу можуть бути використані процеси зовнішнього охолодження, дроселювання, детандірованія і інші. Метод низькотемпературної сепарації, при якому охолодження газу здійснюється холодом, що виробляється зовнішньої холодильної станцією, є найефективнішим для контролю точки роси по вуглеводнях і їх сепарації, для свердловин з малим тиском або на етапі падіння температурного ефекту дроселювання. У міру розробки родовища на виснаження для підтримки заданого рівня видобутку рідких вуглеводнів з все полегшує складу вихідної суміші необхідно знижувати температуру сепарації. На практиці ж через безперервне зниження вільного перепаду тиску температура сепарації постійно зростає. Тому на зниження ефективності НТС в процесі експлуатації об'єктивно впливають одночасно два фактори - полегшення складу пластової суміші і підвищення температури сепарації. В сучасних умовах установки НТС необхідно замінювати установками (заводами) низькотемпературної конденсації (НТК), що відрізняються значно більш низькими температурами охолодження потоків (до -120 ° С). Такі рівні температур забезпечують глибоке витяг не тільки рідких вуглеводнів, а й пропану і етану. В процесі низькотемпературної конденсації (НТК) газу охолодження продовжують лише до заданого ступеня конденсації парової фази (вихідного газу), яка визначається необхідною глибиною добування цільових компонентів з газу і досягається за допомогою цілком певної (в залежності від складу вихідного газу і тиску в системі) кінцевої температури процесу охолодження. Спільно з адсорбційними блоками осушення газу (БОГ) із замкнутим циклом регенерації, блоки НТС або НТК дозволять підготувати газ, для високоефективної роботи газотурбінних електростанцій подаючи сухе і якісне паливо або отримуючи рідкі вуглеводні. Застосування БОГ і НТС, НТК на вході компресора, дозволить не тільки підготувати товарний газ, а й захистити масло компресора від вологи і розчиняються в ньому вуглеводнів, що значно знизить експлуатаційні витрати компресора і збільшить його моторесурс. Системи низькотемпературної сепарації (НТС), найбільш ефективні для отримання товарної продукції, у вигляді зрідженого пропан-бутанової фракції, для заповнення балонів і газового бензину на малодебітних газових і нафтових свердловинах. Низькотемпературна конденсація (НТК) забезпечує глибоке вилучення та високу чистоту товарних продуктів, вона найбільш економічна з усіх використовуваних нині процесів.

Одним з головних критеріїв вибору технологічної схеми підготовки природного газу є наявність достатньо високого тиску на вході в блок УКПГ, бо суттєва різниця між тиском газу на вході Р₁ і тиском газу на виході Р₂ дозволяє використати дросель-ефект для отримання холоду, щоб на II ступені сепарації температура сепарації була нижчою за температуру точки роси, що потребують технічні умови. У такому випадку типова технологічна схема УКПГ має три основні функціональні блоки: блок сепарації I ступеню, блок теплообмінників та блок сепарації II ступеню.

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 потрібне додаткове джерело холоду. Типова схема НТС зображена на рисунку 1.1.

Якщо ж свердловина має низький тиск і дросель-ефект не може дати необхідний холод, то треба задіяти зовнішні джерела холоду: холодильні машини, турбодетандери, хвильові обмінники тиску та інше. При такій технологічній схемі три основні блоки також мають бути, і функції їх залишаються незмінними, але замість теплообмінника з дроселем повинні бути задіяні зовнішні джерела холоду, про які згадувалось вище.

Обравши технологічну схему, необхідно провести розрахунок основних блоків, щоб мати можливість запропонувати апаратурне оздоблення та відповідний технологічний режим роботи УКПГ.



2. РОЗРАХУНОК ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ УКПГ

2.1 ВИХІДНІ ДАНІ ДЛЯ РОЗРОБКИ ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ ПІДГОТОВКИ ГАЗУ

Вихідними даними для розрахунку технологічної схеми УКПГ є: ?компонентний склад природного газу як найменше до С_6+, але краще до С₁₀₊ (принаймні, якщо немає компонентного складу, необхідно мати густину газу за стандартних умов, тобто при Т₀=293 К; Р₀=0,103 МПа);

Таблиця 1.1. Вихідні дані для розрахунку технологічної схеми УКПГ.

Найменування параметру	Умовне позначення	Одиниця виміру
Витрати газу в стандартних умовах при Т0=293К і Р0=0,1 МПа.	Q0	тис. м3/доб
Робочий тиск газу на вході в УКПГ	P1	МПа
Робочий температура газу на вході в УКПГ	T3	К
Робочий тиск газу на виході в УКПГ	P2	МПа
Температура на 2 ступені сепарації	T3	К

Таблиця 1.2 Вихідні дані до розрахунку

Тиск газу, МПа	Температура газу, С?	Витрати газу за стандартних умов тис.м3/добу	Тип теплообмінника
На I ступені сепарації Р1	На IIступені сепарації Р2	На вході в УКПГ	На IIступені сепарації Т2
3	4	5	6	7	8
11	5,5	293	263	190	труба в трубі

2.2 РОЗРАХУНОК ТЕПЛОФІЗИЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ

Таблиця 1.3 ? Теплофізичні властивості природного газу.

№ п/п	Назва параметру	Одиниця виміру	Символ та значення для
			Гарячого теплоносія	Холодного теплоносія
1	2	3	4	5
1	Густина газу за стандартних умов	кг м3	??0
2	Коефіцієнт теплоємності	кДж кг • °С	Ср1	Ср2
3	Коефіцієнт теплопровідності	Вт м • °С	??1	??2
4	Коефіцієнт динамічної в'язкості		M 1	M 2

Коефіцієнт стисливості розраховуються за формулою Касперовича:

Для «гарячого» газу

z₁ = 1 ? 5,5 • 10⁶ • ??•?1,3 = (2.1)

Т3,3

Для «холодного» газу

z_{2 =}

де Р,Т - тиск (МПа) та температура (°К ) газу за робочих умов ;

?? відносна густина газу по повітрю (обчислюється за формулою2.2).

(2.2)

де ??0 ? густина газу за стандартних умов, обчислюється згідно варіанту;

1,205 ? густина повітря за стандартних умов.

Густина гарячого та холодного теплоносіїв за робочих умов (кг/ м3):



??1 = Р1•??0•??0 ; кг/м³; (2.3)

??0•??1•??1

;

??2

= Р2•??0•??0 ; кг/м³. (2.4)

??0•??2•??2

Витрати «теплого» газу за робочих умов, (м³/с):

; м³/с; (2.5)

Витрати «холодного» газу за робочих умов (м³/с):

; м³/с; (2.6)

де індекс «0»?стандартні умови;

індекс «1» ? параметри «холодного» газу;

індекс «2» ? параметри «гарячого» газу.

.



2.3 ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗРАХУНОК ТА ВИБІР СЕПАРАТОРА I СТУПЕНЯ

Алгоритм підбору сепаратора I ступеню складається із наступних етапів.

1. Знаходимо діаметр штуцерів входу та виходу газів, м:

(2.7)

де ??вх - швидкість газу рекомендована в патрубках входу та виходу газу для сепараторів першого ступеню дорівнює ??вх=5ч8 м/с.

.

Виконавчий внутрішній діаметр d_шт приймається по найближчому стандартному внутрішньому діаметрі фланця (ГОСТ 12821-80) і бажано в більшу сторону (див. табл.1.4).

Умовний та внутрішній діаметри фланців по ГОСТ 12821-80, мм:

Таблиця 1.4 - Умовний та внутрішній діаметри фланців по ГОСТ 12821?80мм

Умовний діаметр фланця, ????	Внутрішній діаметр фланця,??1	Умовний діаметр фланця, ????	Внутрішній діаметр фланця,??1
1	2	3	4
На умовний тиск ????=16 МПа
20	18	80	75
25	25	100	95
50	45	150	136
На умовний тиск ????=6,3МПа
20	18	80	77
25	25	100	94
50	47	150	142



2. Знаходимо критичну швидкість(??крит) сітчастого сепаратора, м/с:

3.

(2.8)

де g ? прискорення вільного падіння;

s ? сили поверхневого натягу ( прийнятий s=0,0055 Па•с);

??1- густина газу за робочих умов, кг/м3;

K*? значення K*=0,4…0,5.

4. Знаходимо розрахунковий діаметр (??р.роз.) корпусу апарата, м:

(2.9)

де = 0,21• 0,8=0,17 м/с.

.

Прийнятий внутрішній діаметр корпусу апарата сепаратора першого ступеню D вибираємо з ряду діаметрів:0,4; 0,5; 0,6; 0,8; 1,3; 1,2 з урахуванням того, що ???? ? ??.

ВИСНОВОК: на першій ступені сепарації маємо обрати сітчастий сепаратор. Діаметр корпусу апарату, згідно розрахунків D_p=400 мм та діаметр штуцерів на вході та виході газу дорівнює D_шт= 75 мм.

2.4 РОЗРАХУНОК ТЕПЛООБМІННОГО АПАРАТУ ТИПУ «ТРУБА В ТРУБІ» РАЗОМ З ДРОССЕЛЕМ

При виконанні конструктивного розрахунку теплообмінника визначається площа поверхні, загальна довжина теплообмінних труб та здійснюється компонування секцій теплообмінника.

Метою компоновки апарату є визначення його конструктивних параметрів (довжина та кількість теплообмінних труб, кількість паралельних потоків), фактичної довжини теплообмінних труб, фактичної площі поверхні теплопередачі та фактичного запасу площі поверхні теплопередачі.

Теплообмінники типу «труба в трубі» виконують з труб, довжиною 1,5; 3,0; 4,5; 6,0; 9,0; 12,0 м. Враховуючи стандартний ряд теплообмінних труб, з урахуванням загальної довжини теплообмінних труб проводимо компоновку теплообмінника. Задаємо довжину та кількість теплообмінних труб і знаходимо кількість паралельних потоків. Але можна задаватись двома будь-якими параметрами в залежності від умов конкретного випадку ( розміри майданчика під теплообмінник, тощо) і одержати третій. Також потрібно врахувати, що компоновка апарата значно впливає на його гідравлічний опір. Так, при збільшенні загальної кількості теплообмінних труб, зростають втрати тиску в теплообміннику через збільшення кількості місцевих опорів. На рисунку 1.4 зображено компоновку теплообмінника типу « труба в трубі» з трьома теплообмінними трубами та п'ятьма паралельними потоками. На рисунку 1.5 зображено теплообмінник типу «труба в трубі» в розрізі.

Площа поверхні теплообміну знаходиться за рівнянням теплопередачі:

F= ^??

??•???

де q? кількість тепла, що передається чи приймається, Вт;

?t? середня логарифмічна різниця температур, К;

К - коефіцієнт теплопередачі, Вт/(м2•К).

м².



Рис.1.4.? Схема теплообмінника типу «труба в трубі»

Рисунок 1.5?Теплообмінник типу «труба в трубі» в розрізі: 1 - теплообмінна труба, 2 - кожухова труба, 3 - калач.

Теплообмінники типу «труба в трубі» доцільно використовувати при малих теплових навантаженнях, коли потрібна поверхня теплообміну не перевищує 93м².

1. Визначаємо кількість тепла q, що віддається або приймається газом в процесі теплообміну за формулою теплового балансу. Розрахункова схема наведена на рисунку 1.5.



q=??1 • ?? = ??2 = ??1 • ??1 • ????1 • (??1 ? ??2) • ?? = ??2 • ??2 • ????2 • (??4 ? ??3), Вт, (2.11)

q=0,0153358110(20-7,875) = 0,03322455,95(2,41+10) = 67181 Вт.

де ??1 - кількість тепла, яка віддається «гарячим» газом в процесі охолодження, Вт;

??2 - кількість тепла, яка отримується «холодним» газом в процесі нагрівання,Вт;

З ? коефіцієнт використання теплоти, який враховує втрати теплоти у навколишнє середовище, з=0,98;

Ср1, Ср2 - питома теплоємність відповідно «гарячого» та «холодного» газу, Дж/(кг•К);

??1, ??2 ? витрати відповідно «гарячого» та «холодного» газу за робочих умов, м³/с.

??1, ??3 ? температура відповідно «гарячого» та «холодного» газу на вході в теплообмінник,К;

??2, ??4 ? температура відповідно «гарячого» та «холодного» газу на виході в теплообмінник,К;

??1, ??2 ? густина відповідно «гарячого» та «холодного» газу за робочих умов, кг/м³.

Температура «холодного» газу на вході в теплообмінник ??3 дорівнює температурі другого ступеню сепарації . ЇЇ значення задається в залежності від потрібної температури НТС, але з урахуванням наявного перепаду тиску на дросельному пристрої та умови для температури недорекуперації.

2. Температура «гарячого» газу на виході з теплообмінника ??2 за умов використання дросель-ефекту визначається за формулою:



??2 = ??3 + ??(??1 ? ??2), (2.12)

де е -коефіціент Джоуля- Томпсона, е=3,25 К/МПа.

t₂= -10+3,25(11 - 5,5)=7,875 С.

Р2, t3 „холодний” газ після сепаратора С2

Р1, t1 „гарячий” газ після сепаратора С1 Р1, t2

Р2, t4

Рисунок 1.6? Схема теплових потоків теплообмінника.

3. рівняння теплового балансу розраховується температура «холодного» теплоносія на виході з теплообмінника, ??4:

??4 = ??3

+ ??1•????1•??1•(??1???2)•??; (2.13)

??2•??2•????2

Температура недорекуперації на теплому кінці теплообмінника (??1 ? ??4) приймається ??1 ? ??4 ? 10??.

.

4. Середня логарифмічна різниця температури (?t,K) знаходимо за формулою:



; (2.14)

В проектному розрахунку теплообмінного апарату площу поверхні теплообміну в першому наближенні розраховують, обираючи коефіцієнт теплопередачі в залежності від виду теплообміну. Орієнтовне значення коефіцієнту теплопередачі К_ор приймаємо згідно з таблицею 1.5. Площу поверхні теплообміну розраховуємо за формулою 7.1.

Таблиця .1.5 ? Орієнтовні значення коефіцієнту теплопередачі К_ор

Вид Теплообміну	Кор, Вт/(м2•К)	Вид теплообміну	Кор, Вт/(м2•К)
	для примусового руху	для вільного руху		для примусового руху	для вільного руху
Від природ-ного газу до природного газу (під тиском)	100-200	40-120	Від водяної пари, що конденсується
Від природ-ного газу конденсату (під тиском)	100-270	690-150	До води	800-3500	300-1200
Від пари, що конденсується, до газу	10-60	6-12	До рідини, що кипить	-	300-2500
Від рідини до рідини			До органічних рідин	120-340	60-170
для води	800-1700	140-430	Від пари органічної рідини,що конденсується, до води	300-800	230-460
для вуглекиснів та масел	120-270	30-60

Здійснюємо попередній підбір діаметрів внутрішньої та зовнішньої труби теплообмінника.

Враховуючи початкові дані (тиск теплоносіїв), по таблицям 1.6 та 1.7 обираємо діаметр кожухової труби ??кож , товщину стінки кожухової труби ??кож, діаметр теплообмінної труби ??тр, товщину стінки теплообмінної труби ??тр. Обираючи труби з сортаменту, треба враховувати, що чим менше діаметр обраної труби, тим більшою буде загальна довжина теплообмінних труб.

Швидкість потоку також зростає із зменшенням діаметру труби. Отже, зросте і коефіцієнт теплопередачі. В таблиці 1.6 наведені наступні співвідношення зовнішніх діаметрів внутрішніх ??тр та зовнішніх ??кож труб для теплообмінників типу «труба в трубі». В таблиці 1.7. наведено рекомендований сортамент труб для виготовлення теплообмінників «труба в трубі» в залежності від умовного тиску.

Таблиця 1.6.? Співвідношення зовнішніх діаметрів внутрішніх ??тр та зовнішніх ??кож труб для теплообмінників типу «труба в трубі».

??тр,мм	60	76	89	108	133	159
??кож,мм	89,108,133	108, 133	133,159	159,194	194,219	219

Таблиця 1.7? Рекомендований сортамент труб для виготовлення теплообмінників «труба в трубі» в залежності від умовного тиску.

Умовний тиск, МПа	Рекомендований сортамент труб
до 1,6	60Ч4; 76Ч4; 89Ч5;108Ч4; 133Ч4; 159Ч4,5; 194Ч5; 219Ч6
від 2,5 до 6,4	60Ч4; 76Ч4; 89Ч5;108Ч6; 133Ч6; 159Ч5; 194Ч7; 219Ч7
до 10	60Ч4; 76Ч4; 89Ч6;108Ч7; 133Ч8; 159Ч9
до 16	60Ч6; 76Ч6; 89Ч7

5. Визначення дійсного значення коефіцієнту теплопередачі К для обраного теплообмінника типу « труба в трубі» ( див.рис.1.6).

5.1 Площа поперечного перерізу для проходу «гарячого» теплоносія ??1 розраховується за формулою :



??1 =0,7854•??² , м2; (2.15)

F₁=0,7854(0,048)²= 0,002 м².

де ?? - внутрішній діаметр теплообмінної труби апарату, м:

, (2.16)

.

де ??тр - товщина стінки труби, м;

??н - діаметр внутрішньої труби; м.

5.2 Швидкість руху «гарячого» теплоносія в трубі:

??1 = ??1, м/с, (2.17)

.

5.3 Критерій Рейнольдса «гарячого» теплоносія:

, (2.18)

= 2848921.

5.4 Критерій Прандтля«гарячого» теплоносія:

????1 = m1•????1. (2.19)

.

5.4 Для розрахунку коефіцієнта тепловіддачі від «гарячого» теплоносія до внутрішньої поверхні труби використовуємо формулу:



?? = 0,021 • ??1 • ????^0,8 • ????^0.43, Вт/(м²/°С). (2.20)

1 ??тр.вн 1 1

.

5.5 Площа поперечного перерізу для проходу «холодного» теплоносія ??2 розраховується за формулою:

, (2.21)

де ??кож - зовнішній діаметр кожуха,м;

??кож? товщина стінки кожуха,м.

5.6 Швидкість руху «холодного» теплоносія в трубі:

; (2.22)

5.7 Критерій Рейнольдса «холодного» теплоносія:

????2 = ??2•??екв•??2. (2.23)

де ??екв - еквівалентний діаметр між трубного простору.

??екв=[(??кож ? 2 • ??кож) ? ??.н], (2.24)



5.8 Критерій Прандтля для «холодного» теплоносія:

????2 = m2•????2. (2.25)

5.9 Середній коефіцієнт тепловіддачі на внутрішній поверхні стінки при турбулентному режимі течії рідини в каналах кільцевого перетину може бути розрахований за наступною формулою(5-12) [15]:

(2.26)

5.10 Коефіцієнт теплопередачі К визначається за формулою:

К= 1 ????1+??в1+??ст+??в2+????2

де ????1 = 1 ??1 - термічний опір тепловіддачі від «гарячого» теплоносія до поверхні, (м2•К)/ Вт;

??в1 - термічний опір відкладень на стінці з боку «гарячого» теплоносія, (м2•К)/ Вт;

??ст = dст - термічний опір стінки,(м2•К)/ Вт;

??ст

??в2 - термічний опір відкладень на стінці з боку «холодного» теплоносія, (м2•К)/ Вт;

????2 = 1

??2

- термічний опір тепловіддачі від «холодного» теплоносія до поверхні, (м2•К)/ Вт;

d_ст - товщина стінки теплообмінної труби, м;

??ст - коефіцієнт теплопровідності стінки,(м2•К)/ Вт; Значення ??в1=??в2=0,0005(м2•К)/ Вт;

5.11 Визначення розрахункової площі поверхні теплопередачі:

5.12

???? = ?? ,м². (2.28)

??•???

Запас площі поверхні теплопередачі повинен бути не менше 25%, тоді площа поверхні теплообміну буде:



F=???? • 1.25, м2. (2.29)

F=6,71,25=8,375 м².

ВИСНОВОК: Приймаємо теплообмінник типу «труба в трубі», загальною площею F= 8,375 м2 та довжини труб L=4,5 м.



ВИСНОВОК

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 проблемою в усьому ланцюзі газодобувної галузі.

Низькотемпературна сепарація здійснюється за наступною схемою. Газ зі свердловини по шлейфу проходить через сепаратор першого ступеня (для попереднього відділення рідини, що виділилася в підйомних трубах і шлейфі), потім надходить в газовий теплообмінник, де охолоджується зустрічним потоком відсепарованої холодного газу. Після теплообмінника газ, проходячи через штуцер (ежектор), редукується до тиску максимальної конденсації (або близького до нього), температура його при цьому знижується (за рахунок дросель-ефекту). B сепараторі внаслідок зміни термодинамічних умов і зниження швидкості газового потоку випадають конденсат і волога, які, накопичуючись в конденсатозбірнику, періодично випускаються в промисловий збірний колектор-конденсатопровод і далі на вузол стабілізації конденсату. C метою більш раціонального використання енергії пласта в схему замість штуцера може бути включений турбодетандерний агрегат. При зниженні тиску газу (в процесі розробки родовища) до значення, при якому не представляється можливим забезпечити задану температуру сепарації за рахунок енергії пласта, в схему включається джерело штучного холоду - холодильний агрегат.

Згідно наших розрахунків ми обрали сепаратор першої ступені та теплообмінник. На першій ступені сепарації маємо обрати сітчастий сепаратор. Діаметр корпусу апарату, згідно розрахунків D_p=400 мм та діаметр штуцерів на вході та виході газу дорівнює D_шт= 75 мм.

Обираємо теплообмінник типу « труба в трубі», загальною площею F= 8,375м² та довжини труб L=4,5 м.



СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. ТУ У 11.1-00158764.007-2002.

2. ГОСТ 23781-83 Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава.

3. СНиП 2.04.05-91 Отопление, вентиляция и кондиционированиевоздуха.

4. МУ 32892-83 Методикаопределенияконцентрацииуглеводородов.

5. ДБНВ 2.5-13-98 Інженерне обладнання будинків та споруд. Пожежна автоматика будинків та споруд.

6. ДНАОП 0.01-1.01-95 Правила пожежної безпеки в Україні. Київ,

«Укрархбудінформ»,1995 р.

7. ДНАОП 0.01-1.29-97 Правила захисту від статичної електрики. Київ,

«Основа»,1997 р.

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

9. Расчёты основних процесов и апаратовнефтепереработки. Справочник, ред. Е.Н.Судакова.- М.: изд-во «Химия»,1979г.

10. Арнольди И.М., Богданович С.Я. Разработка и експлуатація газових и газоконденсатних месторождений. ВНИИЭГазпром.-М.:1978г.

11. ВСН 205-84.Инструкции по проектированию электроустановок систем автоматизации технологических процессов.

12. Довідник з нафтогазової справи / Під ред. В.С. Бойка, Р.М.Кондрата, Р.С. Яремійчука. - Львів,1996.-620 с.

13. Г.С.Борисов, В.П.Брыков, Ю.И.Дытнерский Основные процесы и аппараты химической технологии: пособие по проектированию.2-е изд-е, М.:Химия,1991 -496 с.

14. Каратаев Ю.П. Подготовка газу к транспорту. - М.: «Недра»,1973-239 с. 15. Краснощеков Е.А. Задачник по теплопередаче: Учебное пособие для

вузов.-М.:Энергия,1980.-288 с.

16. Дячук В.В. Основи розробки та облаштування родовищ природних газів.- Х.:2005.-321с.

17. Берлин М.А. Переработка нефтяных и природных газов / М.А.Берлин, В.Г.Горяченков, Н.П.Волков. -М.:Химия,1981.-472с.

18. Дячук В.В., Бікман Є.С., Кисельова С.О. Проектування розробки та облаштування газових (газоконденсатних) родовищ / За ред. О.Ф.Редько. - Х.:Бурун і К,2009.?304с.

Размещено на Allbest.ru

...