Обустройство нефтегазовых месторождений курсовая. Харраби. Технологические расчеты по обустройству нефтяных и газовых месторождений

• Название: Технологические расчеты по обустройству нефтяных и газовых месторождений
• Анкор: Обустройство нефтегазовых месторождений курсовая
• Дата: 03.05.2023
• Размер: 1.58 Mb.
• Имя файла: Харраби.docx
• Тип: Пояснительная записка; #1104860
• страница: 5 из 5

2.2.1 Расчет осаждения нефти в газе

Плотность газа:



По условию задачи, средний диаметр частицы нефти, ламинарно осаждающейся в газе, принимаем d_чн = 3 мм = 3000 мкм.

Приблизительная скорость осаждения для частиц размером более 800 мкм (формула Ньютона):





Критерий Архимеда формула:





Коэффициент сопротивления формула:





Критерий Рейнольдса:





Искомая скорость осаждения:



Время осаждения:



Таким образом, время разделения воды и нефти – 78 с, нефти и нефтяного газа в сепараторе – 1,25 с.

2.3 Расчет технологических параметров абсорбционной осушки газа

Рассчитать основные технологические параметры установки абсорбционной осушки газа до требований СТО Газпром 089 – 2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам» до температуры точки росы .
Таблица 5 – Исходные данные к расчету технологических параметров абсорбционной осушки газа

Наименование параметра	Значение
Содержание NaCl в пластовой воде, % масс.	21
Расход газа G, нм3/с	22
Давление P, МПа	11,5
Температура T, ⁰С	44
Плотность ρг, кг/нм3	0,99
Применяемый тип абсорбента	TЭГ
Массовая доля абсорбента в регенерированном растворе Zр	0,985
Массовая доля абсорбента в насыщенном растворе Zн	0,90

Решение:

1. 
   Относительная плотность газа при нормальных условиях:
   

2. 
   Согласно рис. 12, при давлении 11,5 МПа и температуре 44 ⁰С содержание влаги в газе:
   

3. 
   Поправка на плотность (рис. 12) для газа относительной плотностью 1 при температуре 44 ⁰С:
   

4. 
   Поправка на содержание солей (рис. 13):
   

5. 
   Влажность газа при давлении 11,5 МПа и 44 ⁰С:
   

6. 
   Содержание воды в осушенном газе до температуры точки росы при исходном давлении согласно рис. 12:
   

Рисунок 6 - Равновесное влагосодержание углеводородного газа при различных температурах от минус 50 до плюс 140⁰С и давлениях от 0,1 до 70,3 МПа

7. 
   Удельное количество воды, извлекаемой из газа:
   

8. 
   Удельное количество регенерированного раствора абсорбента:
   

9. 
   Удельное количество насыщенного раствора на выходе из абсорбера:
   

10. 
    Расход регенерируемого абсорбента
    

11. 
    Расход воды, удаляемой из газа:
    

12. 
    Расход насыщенного абсорбента
    

13. 
    Тепло, необходимое для выпаривания и удаления воды из насыщенного абсорбента:
    

где - расход удаляемой воды из газа;

- теплоемкость жидкой воды (4,1868 кДж/кг);

- теплоёмкость водяного пара (1,2 кДж/кг);

- теплота парообразования (2260 кДж/кг);

- в связи с тем, что масса осушаемого газа намного больше массы абсорбента, и последний при осушке в абсорбере приобретает температуру газа, начальную температуру насыщенного абсорбента принимают равной температуре осушаемого газа 40 ⁰С;

- температура регенерированного абсорбента до теплообменника (160⁰С для TЭГа); температура кипения воды при нормальном давлении;

- температура кипения воды при нормальном давлении.

14. 
    Теплоемкость сорбента С_аб выбирается по типу TЭГ – 2,2 кДж/кг⁰К. Тепло, расходуемое на нагрев концентрированного абсорбента от температуры холодного насыщенного раствора до температуры регенерации абсорбента:
    

15. 
    Температура охлажденного концентрированного абсорбента:
    

16. 
    Тепло, расходуемое на нагрев насыщенного абсорбента в рекуперативном теплообменнике:
    

17. 
    Тепло исходного потока насыщенного абсорбента до рекуперативного теплообменника:
    

18. 
    Теплота насыщенного абсорбента после рекуперативного теплообменника:
    

19. 
    Тепло, необходимое для регенерации абсорбента:
    

где – потери тепла, принимаем .

20. 
    Необходимый расход топливного газа:
    

где - низшая теплота сгорания топливного газа.

где плотность топливного газа.

21. 
    Необходимый расход воздуха для сжигания топлива:
    

где - удельный объемный расход воздуха (9,52 нм³/кг);

- коэффициент избытка воздуха (для нефтяных и природных газов 1,05-1,1).

22. 
    Количество отводимого тепла в аппарате воздушного охлаждения – АВО 3:
    

=


где - температура воды после АВО (70 ).

23. 
    Температура воздуха после АВО:
    

где – температура паров воды на выходе из десорбера ( .

24. 
    Расход воздуха через АВО для охлаждения водяного пара:
    

где изобарная теплоемкость воздуха (1кДж/(кг град)).

25. 
    Потребляемая мощность двигателем вентилятора АВО:
    

где – напор воздуха, создаваемый вентилятором АВО (0,5 10⁵ Па);

– КПД АВО (0,5).

26. 
    Напор, создаваемый насосом, который нагнетает концентрированный абсорбент в абсорбер:
    

27. 
    Потребляемая мощность двигателем насоса:
    

где - плотность абсорбента, кг/м³;

– КПД насоса (0,7).
Основные технологические параметры установки сведены в таблицу 6.

Таблица 6 - Основные технологические параметры установки

№	Наименование параметра	Обозначение	Размерность	Величина
1	Расход газа	G		22
2	Давление газа		МПа	11,5
3	Относительная плотность исходного газа при нормальных условиях			0,76
4	Содержание воды в исходном газе			1
5	Содержание воды в осушенном газе			0,02
6	Расход насыщенного абсорбента
7	Расход воды, удаляемой из газа
8	Расход воды, удаляемой из газа			0,0994
9	Температура охлажденного концентрированного абсорбента
10	Расход топливного газа
11	Расход воздуха при сжигании топливного газа
12	Расход воздуха для охлаждения водяного пара
13	Потребляемая мощность двигателем вентилятора АВО		кВт
14	Потребляемая мощность двигателем циркуляционного насоса		кВт

Заключение

Система сбора и подготовки нефти на промыслах включает в себя четыре основных процесса:

• 
  сбор продукции скважин,
  
• 
  подготовка нефти до товарных кондиций;
  
• 
  подготовка воды для утилизации ее в пласт;
  
• 
  подготовка ловушечной нефти до товарной кондиции.
  

В ходе решения задач курсового проекта были получены следующие технологические параметры:

• 
  Мощность двигателя насоса должна будет составлять не меньше 10,6 кВт, общая потеря напора в трубопроводе с учетом разницы нивелирных отметок составит 38 м.
  
• 
  Время разделения воды и нефти – 78 с, нефти и нефтяного газа в сепараторе – 1,25 с.
  
• 
  Технологические параметры установки абсорбционной осушки газа до требований СТО Газпром 089 – 2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам» рассчитаны и приведены в таблице 6.
  

В зависимости от физико-химических свойств нефти, местных условий, рельефа местности, объемов добычи и т.д. система сбора, транспорта и подготовки нефти может видоизменятся. Однако включенные в технологическую схему описанные подходы и методы к ведению технологических процессов сбора и подготовки нефти на промыслах являются базовыми положениями разработки нефтепромысловых объектов.

Список используемой литературы

1. 
   Запорожец Е.П., Шостак Н.А. Гидраты. – Краснодар: Издательский Дом-Юг, 2014. – 460 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. 
   СТО Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам».
   
4. 
   Технология и техника сбора нефтяного газа / Зиберт Г.К., Запорожец Е.П. и др. – М.: Недра, 2013. – 404 с.
   
5. 
   Тронов В.Н. Промысловая подготовка нефти – Казань: ФЭН – 2000 – 403 с.
   
6. 
   Хафизов А.Р., Пестрецов Н.В., Чеботарев В.В. и др. Сбор и подготовка нефти и газа. Технология и оборудование. Учебное пособие, 2002.–555с.