Уч-метод.пособие к практич.занят СиПСП

Введение
1 Гидравлический и тепловой расчёт газопромысловых шлейфов
2 Определение условий образования гидратов газов
3 Расчёт расхода ингибитора гидратообразования
4 Технологический расчёт сепаратора с промывочной секцией с-201 (гп 1181.04.01.000 рр 2)
5 Расчёт процесса дросселирования природного газа
6 Технологический расчёт абсорбера типа мфа-гп 502.00.00 рр2
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Список использованной литературы
Учебно-методическое пособие к практическим
занятиям

Введение

Важным элементом изучения курса «Сбор и подготовка скважинной продукции» является закрепление на практических занятиях технологических знаний, полученными студентами на лекциях и входе самостоятельной работы.
Проведение практических занятий имеет целью углубление и закрепление теоретических знаний и направлено на решение следующих задач: привитие навыков практических исследований процессов сбора и подготовки скважинной продукции, выработку аналитического мышления при изучении и решении поставленных задач, привитие навыков выполнения расчётов по формулам с применением системы СИ, привитие умения делать анализ полученных результатов, комментировать и оценивать результаты, давать им физическую интерпретацию и связь с теоретическими исследованиями, формулировать выводы по проведённой работе, привитие навыков оформления практических работ согласно требованиям, предъявляемым к инженерно-технической документации.
В настоящем учебно-методическом пособии используется терминология и обозначения, общепринятые в теории и практике нефтепромысловой специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» в дисциплине «Сбор и подготовка скважинной продукции».
Проведение практических занятий осуществляется в соответствии с рабочей программой изучении курса. Каждое практическое занятие в учебно-методическом пособии начинается с краткого изложения теории и расчётных формул. Более подробную информацию по теории вопроса студент может получить из учебников и лекционного курса.
При вычислениях необходимо внимательно следить за размерностями величин, подставляемых в формулы. Выполнение расчётов, обработка результатов расчётов и графический материал может быть выполнен с применением ЭВМ.
В заключении – результаты расчётов, выполненная и оформлённая работа принимается преподавателем.
При сдаче работы студент должен знать теорию вопросы в объёме лекционного курса и уметь дать качественную оценку результатов работы.
По результатам проведения практических знаний и защиты лабораторных работ студентов получает допуск к экзамену.


1 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ И ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ШЛЕЙФОВ

Шлейфовые газопроводы характеризуются диаметром, пропускной способностью, температурным режимом, перепадом давления в них /1/.
Течение газа в шлейфах, как и любых потоков в трубопроводах, характеризуется критериями Рейнольдса, Фруда, Эйлера.
Критерий Рейнольдса показывает гидродинамический режим течения потока и является мерой отношения сил инерции и внутреннего трения.

13 EMBED Equation.3 1415, (1.1)

где ( – средняя скорость потока, м/с;
dвн – внутренний диаметр трубопровода, мм;
(р – плотность потока при рабочих условиях, кг/м3;
( – динамическая вязкость потока, Па(с;

· – кинематическая вязкость потока, м2/с.
Плотность газа при заданных температурах и давлении (в рабочих условиях) определяется по уравнению

13 EMBED Equation.3 1415, (1.2)

где (о – плотность газа в нормальных условиях, кг/м3;
Рр – рабочее давление, МПа;
Тр – рабочая температура, К;
Тн – нормальная температура, 293 К;
Рн – нормальное давление, 0,102 МПа;
zн, zр – коэффициенты сверхсжимаемости газа при нормальных и рабочих условиях.
Число Рейнольдса характеризует режим течения потока: ламинарному режиму соответствует Rе < 2300; переходному (условно) 2300 < Rе < 10000; развитому турбулентному течению – Rе > 10000.
Транспортировка газа по шлейфовым и магистральным газопроводам практически всегда происходит при турбулентном режиме течения.
Критерий Фруда - мера отношения сил инерции и тяжести в потоке - определяется по формуле

13 EMBED Equation.3 1415, (1.3)

где g – ускорение свободного падения, 9,8 м/c2 .
Критерий Эйлера - мера отношения сил давления и инерции в потоке:

13 EMBED Equation.3 1415, (1.4)

где (P – потеря давления на преодоление гидравлического сопротивления, МПа.
Внутренний диаметр продуктопроводов при заданной скорости газа определяется по формуле

13 EMBED Equation.3 1415, (1.5)

где q – расход газа при рабочем давлении и температуре газа, м3/с;
( – скорость газа в шлейфе, м/с.
Секундный расход газа рассчитывается по формуле

13 EMBED Equation.3 1415, (1.6)

где Q – расход газа в нормальных условиях, млн. м3/сут;
Р – давление в расчётной точке шлейфа, МПа;
zр, zн – коэффициенты сверхсжимаемости газа при рабочих и нормальных условиях соответственно.
После нахождения расчётного значения dвн по данным таблицы А. 1 принимают фактическое значение внутреннего диаметра газопровода и, исходя из максимального значения давления в нём, определяют толщину его стенки. После этого рассчитывают фактическую скорость газа в шлейфе по уравнению

13 EMBED Equation.3 1415. (1.7)

Давление в конце шлейфа определяют по формуле ВНИИГАЗа:

13 EMBED Equation.3 1415, (1.8)

где Рн – давление газа в начале газопровода, МПа;

· – коэффициент гидравлического сопротивления газопровода;
Тср – средняя температура в газопроводе, К;
l – длина газопровода, км;
( – относительная плотность газа в нормальных условиях и определяется по уравнению

13 EMBED Equation.3 1415, (1.9)

где (г, (в – плотность газа и воздуха соответственно;
Мг – молекулярная масса газа;
29 – молекулярная масса воздуха.
При известном значении Pl давление на заданном участке газопровода определяется по формуле

13 EMBED Equation.3 1415, (1.10)

где x – расстояние от начала до расчётной точки газопровода, км.
Коэффициент гидравлического сопротивления газопровода, входящий в уравнение (1.8), может определяться по методике ВНИИГАЗа:

13 EMBED Equation.3 1415, (1.11)

где Кш – шероховатость стен труб, мкм.
Шероховатость характеризует неровности стенки трубы и определяется как среднее расстояние между вершинами пиков и углублениями на её поверхности. Значения эквивалентной абсолютной шероховатости труб по Г.А.Адамову приведены в таблице А. 2.
Коэффициент эффективности Кэф характеризует работу шлейфов и газопроводов, его рассчитывают по формуле

13 EMBED Equation.3 1415, (1.12)

где Qф, Qп – соответственно фактическая и проектная пропускная способность газопровода.
Значение коэффициента эффективности газопроводов снижается при наличии в газах механических примесей и капельной жидкости, а также с увеличением шероховатости стенок труб.
При транспортировании газа происходит изменение температуры газа за счёт снижения давления и теплообмена с окружающей средой.
Среднюю температуру газа на расчётном участке вычисляют по уравнению следующего вида:

13 EMBED Equation.3 1415, (1.13)

где Тcр – средняя температура грунта на расчётном участке, К;
Тн – температура газа на начальном участке газопровода, К;
Тгр – температура грунта на глубине прокладки газопровода, К;
е – основание натуральных логарифмов, е = 2,718;
а – параметр Шухова, рассчитывается по формуле

13 EMBED Equation.3 1415, (1.14)

где К – коэффициент теплопередачи от транспортируемого газа к окружающей среде, 13 EMBED Equation.3 1415;
Ср – изобарическая теплоёмкость газа, кДж/кг;
dн – наружный диаметр газопровода, мм, который определяют по уравнению

dн = dвн+2
·((т + (из). (1.15)

Коэффициент теплопередачи для подземных газопроводов при произвольной толщине круговой теплоизоляции определяется по уравнению

13 EMBED Equation.3 1415, (1.16)

где (т – коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт, Вт/(м2 ( оС);
(м – коэффициент теплопроводности металла труб, Вт/(м2 ( оС);
(из – коэффициент теплопроводности изоляционного материала, Вт/(м2 ( оС);
(вн – коэффициент теплообмена между транспортируемым газом и стенкой труб, Вт/(м2 (оС).
При значениях 2
· h / dн ( 3 коэффициент (вн с достаточной для инженерных расчётов точностью может определяться по формуле

13 EMBED Equation.3 1415, (1.17)

где (гр – коэффициент теплопроводности грунта, Вт/(м2 ( оС);
h – расстояние от поверхности земли до оси трубы, м.
Температура газа на заданном участке газопровода может определяться по уравнению

13 EMBED Equation.3 1415, (1.18)

где Di – эффект Джоуля-Томпсона, т.е. снижение температуры газа при понижении давления, (C/МПа;
Рср – среднее значение давления на расчётном участке газопровода, определяется по уравнению

13 EMBED Equation.3 1415, (1.19)

где Рн, Рк - давление в начале и конце газопровода, МПа.

Пример 1.1. Из группы скважин по подземному теплоизолированному шлейфу газ подаётся на установку комплексной подготовки газа (УКПГ).
Параметры газа: расход Q, млн.м3/сут; скорость газа в шлейфе (, м/с; давление в начале шлейфа Рн, МПа; температура в начале шлейфа Тн, К.
Параметры шлейфа: коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт (т, Вт/(м2 ( оС).
Параметры изоляционного материала: марка (см. таблицу А. 3), толщина изоляции (из, мм принимается исходя из конкретных условий прокладки шлейфа.
Расстояние от скважины до УКПГ l, км. Температура грунта Тгр, К.
Требуется определить температуру Tl и давление Pl газа на входе в УКПГ.
Исходные данные приведены в таблицах А. 4 и А. 5.

Порядок расчёта
1 Определим псевдокритические параметры Рпк, Тпк. Значения критического давления Рк и критической температуры Тк для отдельных компонентов взять из таблиц А. 6, А.7, А. 8.
2 По известным данным Тпк и Рпк определим приведенные параметры газа при нормальных и рабочих условиях:

13 EMBED Equation.3 1415, (1.20)

13 EMBED Equation.3 1415. (1.21)

Таблица 1.1 – Расчёт Тпк, Рпк,
·см
Компоненты
YI
Тк, К
Тк уi
Рк, МПа
Рк уi
(0, кг/м3
(0 уi

СН4
















С2Н6
















С3Н8















С4Н10















С5Н12















С02
















Н2S
















N2
















Среднее значение
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415


3 По графику рисунка 1.1 /6/ находим коэффициент сверхсжимаемости газа при нормальных zн и рабочих условиях zр.
4 По уравнению (1.6) определяем секундный расход газа q .
5 Внутренний диаметр газопровода при заданной скорости газа определяем по формуле (1.5). После нахождения расчетного значения dвн по данным таблицы А. 1 принимают фактическое значение внутреннего диаметра газопровода и, исходя из максимального значения рабочего давления в нём определяют его толщину. После этого рассчитывают фактическую скорость газа в шлейфе по уравнению (1.7).
6 Определяем значение dн по формуле (1.15).
7 Определяем коэффициент теплообмена между газом и стенкой труб (вн по формуле (1.17).
8 Определяем общий коэффициент теплопередачи К по формуле (1.16).
9 Плотность газа (см при нормальных условиях определяем - используя данные таблиц А. 6, А. 8. Результаты расчёта сводим в таблицу 1.1.
10 По уравнению (1.2) определяем плотность газа в рабочих условиях (р.
11 Зная компонентный состав газовой смеси и вязкости входящих в неё индивидуальных газов (см. таблицы А. 6, А. 8) определяем её абсолютную вязкость (см и заносим в таблице 1.2.
12 По графикам рисунка 1.2, используя значение (р, определяем вязкость природного газа для рабочих условий.
13 Определяем число Рейнольдса по формуле (1.1).
14 В зависимости от условий работы труб определяем коэффициент шероховатости Кш из таблицы А. 2.
15 Определяем коэффициент гидравлического сопротивления по формуле (1.11).



Рисунок 1.1 - Коэффициент сжимаемости природного газа
до давления 70 МПа




Рисунок 1.2 а – Изменение вязкости природного газа от температуры
при относительной плотности 13 EMBED Equation.3 1415



Рисунок 1.2 б – Изменение вязкости природного газа от температуры
при относительной плотности 13 EMBED Equation.3 1415



Рисунок 1.2 в – Изменение вязкости природного газа от температуры
при относительной плотности 13 EMBED Equation.3 1415



Рисунок 1.2 г – Изменение вязкости природного газа от температуры
при относительной плотности 13 EMBED Equation.3 1415

16 Используя рисунок 1.3, рассчитываем удельную теплоёмкость природного газа при атмосферном давлении и рабочей температуре. Полученные результаты заносим в таблицу 1.2.



Рисунок 1.3 – Удельная теплоёмкость углеводородных газов
при атмосферном давлении

Таблица 1.2 – Результаты расчёта удельной теплоёмкости природного
газа
Компоненты
(I ( 10 -12, МПа(с
С(Рi, кДж/(кг((С)

CH2



C2H6



C3H8



C4H10



C5H12



СО2



H2S



N2



Средние
значения
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415


17 Определяем поправку к теплоёмкости при рабочем давлении (рисунок 1.4) и прибавляем её к величине теплоёмкости при атмосферном давлении.

13 EMBED Equation.3 1415. (1.22)

18 Параметр Шухова определяем по формуле (1.14).
19 Среднюю температуру газа на расчётном участке вычисляем по уравнению (1.13).
20 Определяем давление газа на входе в УКПГ по формуле (1.8).
21 Определяем среднее давление в шлейфе по формуле (1.19).
22 По графику рисунка 1.5 находим обобщённую функцию коэффициента Джоуля-Томсона.
23 По формуле (1.23) вычисляем коэффициент Джоуля-Томсона (дроссель-эффект):

13 EMBED Equation.3 1415. (1.23)

24 По уравнению (1.18) определяем температуру газа на входе в УКПГ.



Рисунок 1.4 – Зависимость
·Ср от приведённых температуры
и давления природного газа



Рисунок 1.5 – Обобщённая функция коэффициента Джоуля-Томпсона
в зависимости от приведённых давления и температуры

2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВИЙ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ ГАЗОВ

Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой – гидраты /7/.
Процесс начала образования гидрата определяется составом газа, состоянием воды, внешним давлением и температурой.
При решении задач проектирования производственных технологических процессов добычи, транспорта, переработки и потребления газа необходимо знать условия образования гидратов газа, т.е. давление и температуру начала гидратообразования, которые могут быть определены графическим, аналитическим, графоаналитическим и экспериментальным способами.
Определим зависимость давления гидратообразования для отдельных компонентов природных газов от температуры аналитическим методом по эмпирическим формулам, приведённым в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Расчёт давления гидратообразования для отдельных компонентов природных газов
Состав газа
(месторождение)
Интервал температур
Уравнение
Параметры гидратообразования




t, оС
Р, 0,1МПа

СН4
- 11 0
13 EMBED Equation.3 1415

Т = t + 273 оС
-11
-8
-4
0



0 + 23
lg Рат = 1,415+0,0417(t+0,01t2)
+1
5
10
15
20




+ 24 + 47
lg Рат =1,602 + 0,0428 t
25
30
35
40
47


С2Н6
- 10 0
13 EMBED Equation.3 1415
-10
-5
-1



0+ 14,5
lg Рат =0,71+0,0547 t
0
+5
+10
14,5


С3Н8
-120
13 EMBED Equation.3 1415
-11
-8
-4



0 + 8,5
lg Рат = 0,231 + 0,0576 t
0
1
3
6
8,5


СО2
- 6 0
13 EMBED Equation.3 1415
-6
-3
0



0+9,8
lg Рат =1,08+0,056 t
1
3
6
9,8




Н2 S
- 230
13 EMBED Equation.3 1415
-23
-20
-15
-10
-5
0



0 + 29,6
lg Р мм.рт.ст. =2,844+0,0466 t
1
10
20
29,6


Шебелинское
0 + 25
lg Р = 0,985 + 0,0497 (t + 0,00505 t2)
0
5
10
15
20
25


Оренбургское
0+ 20
lg Рат = 0,891 + 0,0577 t
0
5
10
15
20


Уренгойское
0+ 20
lg Р = 1,4914 + 0,0381(t + 0,0184 t2)
0
5
10
15
20



По полученным значениям давления гидратообразования и заданным температурам следует построить графики зависимости Р = f

3 расчёт расхода ингибитора гидратообразования

Расчётная схема в общих чертах заключается в следующем /1, 8/. В технологической цепочке системы сбора и промысловой подготовки природного газа выделяются зоны возможного гидратообразования и предусматриваются точки ввода ингибитора гидратообразования – метанола. Термобарический режим в технологической цепи предполагается заданным. Задача расчёта заключается в определении оптимального расхода и концентрации метанола в каждой точке возможного ввода ингибитора.
Вводимый в систему ингибитор гидратообразования расходуется для насыщения газовой фазы и растворяется в водном и углеводородном конденсатах, образовавшихся при изменении термодинамических параметров системы. Следовательно, количество ингибитора, необходимого для предупреждения гидратообразования, может определиться по уравнению

G = gж + gг + gк, (3.1)

где gж – количество ингибитора, необходимого для насыщения жидкой фазы, кг/1000 м3;
gг – количество ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, кг/1000 м3;
gк – количество ингибитора, растворённого в жидкой углеводородной фазе, выделяемой из 1000 м3 газа, кг.
Значение gж определяют по уравнению

gж=W
· Х2/(Х1 - Х2), (3.2)

где Х1 и Х2 – массовая доля ингибитора в исходном и отработанном растворах;
W – количество воды в жидкой фазе на расчётной точке, кг/1000 м3.
Массовая доля ингибитора в исходном растворе (Х1) относится к известным параметрам системы, а в отработанном растворе (Х2) зависит от требуемого понижения температуры гидратообразования газа и природы самого ингибитора и определяется по графикам рисунка 3.1 или по формуле (3.3).

13 EMBED Equation.3 1415, (3.3)

где М – молекулярная масса ингибитора;
К – коэффициент, зависящий от типа раствора.



Рисунок 3.1 – Номограммы для определения снижения температуры
гидратообразования природных газов с растворами

Соотношение К/М характеризует антигидратный потенциал ингибиторов.
Значение константы К и коэффициента К/М для ряда ингибиторов дано в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Значение констант М, К и К/М для ингибиторов
Ингибитора
М
К
К/М

Метанол
Этанол
Этиленгликоль
Пропиленгликоль
Триэтиленгликоль
Диэтиленгликоль
32
52
62,1
76,1
150,2
106,1
1220
1220
2195
2195
2195
2425
38,12
23,46
33,35
28,84
14,61
22,86


Если известна величина Х2, то величину понижения температуры гидратообразования для разных ингибиторов определяют по формуле

13 EMBED Equation.3 1415. (3.4)

Значение необходимой температуры понижения гидратообразования рассчитывают по уравнению

13 EMBED Equation.3 1415 (t = Тг - Тр, (3.5)

где Тг – температура гидратообразования газа, оС;
Тр – температура газа в расчётной точке, оС.
После определения (t по графикам рисунка 3.1 или аналитически находят значение Х2.
Полученное значение Х2 соответствует такому раствору, который имеет температуру застывания ниже, чем температуру в расчётной точке. Этот раствор не образует гидратов с компонентами газа.
Количество воды в жидкой фазе определяют по формуле

W = b1 - b2 + (b, (3.6)

где b1 и b2 – влагосодержание газа в начальной и расчётной точках системы соответственно, кг/1000 м3;
b – количество капельной влаги в газе в начальной точке системы, кг/1000 м3.
При отсутствии фактических данных о количестве капельной влаги в системе расход ингибитора, необходимого для насыщения жидкой фазы, принимают на 1020 % больше его расчётного значения.
Количество ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, рассчитывают по формуле

gг = 0,1 а Х2, (3.7)

где а – отношение содержания ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, и концентрации метанола в отработанном водном растворе.
Значение а в зависимости от давления и температуры для метанола определяется по графикам рисунка 3.2. При температуре ниже минус 5 оС значение «а» можно определять экстраполяцией графических данных.
Для других ингибиторов, таких как водные растворы гликолей, значение gг от значения gж составляет менее 1 % и, как правило, в расчётах не учитывается. При необходимости значение для других ингибиторов можно рассчитать по формуле
13 EMBED Equation.3 1415, (3.8)

где Рп – упругость паров чистого ингибитора при заданной температуре, Па;
Рв – упругость паров воды, Па;
(в и (и – коэффициенты активности воды и чистого ингибитора соответственно.
Ввиду отсутствия данных при расчётах значениями (в и (и, как правило, пренебрегают.


Рисунок 3.2 – Зависимость давления от значения а /9/

Пример 3.1. От скважин до установки комплексной подготовки газа (УКПГ) транспортируется газ относительной плотностью (п. Давление на устье скважины Р1, МПа, температура Т1 оС. При транспортировке газ охлаждается до Т2, оС. Давление газа на входе в УКПГ Р2, МПа (см. пример 1.1). Для предупреждения гидратообразования в шлейф подается Х1 = 96 %-ный раствор метанола. Требуется определить расход метанола G. Исходные данные приведены в таблицах А. 4 и А.5.

Порядок расчёта
1 Определяем температуру гидратообразования газа Тг. Для этой цели пользуются графиками рисунка А.1 или формулами из таблицы 2.1. При низких и средних давлениях (Р ( 9 МПа) в зависимости от температуры среды (Т ( минус 25 оС) можно пользоваться также уравнениями Г.В.Пономарева, которые учитывают состав газов через их приведенную плотность.
Для положительных температур

Тг = 18,47 lg Р – В + 18,65. (3.9)

Для отрицательных температур

Тг = 58,5 lg Р + В1 - 59,32, (3.10)

где В и В1 – эмпирические коэффициенты, значения которых в зависимости от приведённой плотности (п газа даны в таблице А.9.
Приведённая плотность (п определяется по уравнению

13 EMBED Equation.3 1415, (3.11)

где (i и Yi – относительная плотность и молярная доля гидратообразующих компонентов газа соответственно.
2 Рассчитывают значение снижения температуры гидратообразования по формуле 3.5.
3 С помощью графиков (см. рисунок 3.1) определяют массовую концентрацию метанола в отработанном растворе (Х2), обеспечивающую снижение температуры гидратообразования на (t оС.
Массовое содержание метанола в отработанном растворе можно определять также по уравнению (3.3). Значение Х2 принимают на 10 - 20 % больше его расчётного значения.
4 Определяют количество воды в жидкой фазе W по формуле (3.6). Значения b1 и b2 определяют по графикам (рисунок А. 2) или по формуле

13 EMBED Equation.3 1415, (3.12)

где Р – давление газа, МПа;
А – влагоёмкость идеального газа при атмосферном давлении, г/м3;
В – коэффициент, показывающий разницу влагосодержания реального и идеального газов, г/м3 (таблица А. 10).
5 Определяют количество раствора метанола, необходимого для насыщения жидкой фазы, по уравнению (3.2).
6 Определяют количество метанола, необходимого для насыщения газовой фазы, при давлении Р2 и температуре Т2.
Для этого сначала по графикам (см. рисунок 3.2) определяют коэффициент а, входящий в уравнение (3.7). Далее по уравнению (3.7) вычисляют gг.
7 По уравнению (3.1) рассчитывают общий расход метанола.

4 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ СЕПАРАТОРА С ПРОМЫВОЧНОЙ СЕКЦИЕЙ С-201 (ГП 1181.04.01.000 РР 2)

Задачей настоящего технологического расчёта является определение геометрических размеров аппарата и его гидравлического сопротивления /11, 12, 13, 14, 15/.
Схема сепаратора с промывочной секцией с-201 (ГП 1181.04.01.000 РР2) приведена на рисунке 4.1.


Рисунок 4.1 – Эскиз газового сепаратора С-201с промывочной секцией
(ГП 1181. 04.01. 000 РР2)
Порядок расчёта
4.1 Расчёт входной сепарационной секции (элементы по ГПР 353.00.000)
Объёмная производительность по газу в рабочих условиях определяется по формуле

13 EMBED Equation.3 1415, м3/с, (4.1)

где 13 EMBED Equation.3 1415– производительность сепаратора по газу, м3/ч;
Тр, То – рабочая и нормальная (273 к) температура, к;
Рр, Ро – рабочее и нормальное (0,1 МПа) давления, МПа;
zр, zо – коэффициент сверхсжимаемости при рабочих и нормальных (zo = 1) условиях.
Коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях zр определяется (используя псевдоприведенные давление
· и температуру
·) по графикам рисунка 1.1 или по уравнению, справедливому для тощих газов /16/:

13 EMBED Equation.3 1415 (4.2)

или по уравнению

13 EMBED Equation.3 1415. (4.3)

Плотность газа в рабочих условиях ((р), кг/м3, определяется по формуле (1.2). Определяем критическую скорость газа (wкр) в прямоточном центробежном элементе

13 EMBED Equation.3 1415, м/с (4.4)
где Ts = f(p) - коэффициент структурных изменений газожидкостного потока; Ts = 8,5 /12/;
g – ускорение свободного падения, м2/с;

· – поверхностное напряжение конденсата в рабочих условиях, Н/м, ( = 13.10-3 Н/м /12/;

· – плотность газа в рабочих условиях.
Расчётная площадь прямоточно-центробежных элементов определяется из выражения

13 EMBED Equation.3 1415, м2. (4.5)

Определяем расчётное количество прямоточно-центробежных элементов nр:
13 EMBED Equation.3 1415, шт. (4.6)

где fc - площадь прямоточно-центробежного элемента

fc = 0,785
·dc2, м2, (4.7)

где dc - диаметр элемента, м, dc = 0,1 м /11/.
Расчётный диаметр сепаратора определяется по формуле

13 EMBED Equation.3 1415, м, (4.8)

где 13 EMBED Equation.3 1415 - коэффициент использования живого сечения полотна тарелки, 13 EMBED Equation.3 1415 = 0,36 /11/.

4.2 Расчёт секции промывки (элементы по ГПР 340.00.000)
Определяем допустимую скорость в контактно-сепарационном элементе

13 EMBED Equation.3 1415, м/с, (4.9)

где Фmax – фактор скорости газа в контактно-сепарационном элементе, Фmax = 24,3 [15].
Расчётное число контактно-сепарационных элементов nk-c определяется из выражения

13 EMBED Equation.3 1415, шт., (4.10)

где fk-c – площадь одного элемента

fk-c = 0,785
·dk-c2, м2, (4.11)

где dk-c – диаметр элемента, м. dk-c = 0,06 м /11/.
Рабочая площадь контактно-сепарационной тарелки Fраб равна

13 EMBED Equation.3 1415, м2, (4.12)

где fраб – рабочая площадь, занимаемая одним элементом:

fраб = (dэл.н + сэл)2
·sin 60о, м2, (4.13)

где dэл.н – диаметр элемента наружный, м;
dэл.н = 0,062 м /11/;
сэл – расстояние между элементами по наружному диаметру, м;
сэл = 0,038 м /11/.
Площадь сечения перелива

13 EMBED Equation.3 1415, м2, (4.14)

где Qж – производительность по промывочной жидкости, м3/ч;
k1 – коэффициент запаса на площадь переливных перегородок;
k1 = 1,05 /11/;
Wпер = 0,1 м/c /13/ - допустимая скорость в переливе.
Площадь свободного сечения аппарата без учёта площади опорных балок и опорных колец Fк” равна

13 EMBED Equation.3 1415, м2. (4.15)

Диаметр аппарата D” определяется из выражения

D”=1,1313 EMBED Equation.3 1415, м. (4.16)

Количество опорных балок 13 EMBED Equation.3 1415определяется из выражения

13 EMBED Equation.3 1415=13 EMBED Equation.3 1415, шт. (4.17)

где d – ширина полотна тарелки, м, d = 0,3 м.
Определяем площадь опорных балок 13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415=13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415, м2, (4.18)

где b – ширина полотна тарелки, требуемая под опорную балку, м, b = 0,06 м.
Площадь сечения аппарата с учётом площади опорных балок Fк определяется из выражения

F’к=13 EMBED Equation.3 1415, м2. (4.19)

Определяем диаметр аппарата с учётом площади опорных балок

13 EMBED Equation.3 1415, м. (4.20)

Центральный угол сегментного перелива 13 EMBED Equation.3 1415определяется по формуле

13 EMBED Equation.3 1415 = 2arccos13 EMBED Equation.3 1415, град, (4.21)

где 13 EMBED Equation.3 1415 – величина стрелки сегментного перелива, м.
Площадь сегментного перелива 13 EMBED Equation.3 1415определяется по формуле

13 EMBED Equation.3 1415, м2. (4.21')

Определяем величину стрелки приёмного кармана h2:

h'2= h'1+0,06, м. (4.22)

Центральный угол сегмента приёмного кармана 13 EMBED Equation.3 1415 определяется по формуле

13 EMBED Equation.3 1415=2 arccos13 EMBED Equation.3 1415 , град. (4.23)

Площадь сегмента приёмного кармана 13 EMBED Equation.3 1415 определяется по формуле

13 EMBED Equation.3 1415= 13 EMBED Equation.3 1415, м2. (4.24)

Расчётная площадь сечения аппарата Fp равна

Fp= Fраб + Fоп.б + F1' + F2', м2. (4.25)

Определяем расчётный диаметр аппарата Dp:

Dp=1,13
·13 EMBED Equation.3 1415, м. (4.26)

На основании анализа расчёта входной сепарационной секции (Dp) и секции промывки (Dp) проверяют, подходит ли стандартный диаметр аппарата (D = 1,8 м). Если Dp < D, то принимают диаметр аппарата равным 1,8 м. Для этого диаметра аппарата принимается:
- на входной сепарационной тарелке установлены элементы по ГПР 353.00.000 в количестве 112 шт.;
- на тарелке в секции промывки установлены элементы по ГПР 340.00.000 в количестве 190 шт.;
- на выходной сепарационной тарелке установлены овально-цилиндрические барабаны по ГПР 657.00.000 в количестве 15 шт.

4.3 Расчёт выходной сепарационной секции (овально-цилиндрические барабаны по ГПР 657.00.000)
Критическая скорость газа в барабанах Wкр определяется по формуле

Wкр=13 EMBED Equation.3 1415, м/с, (4.27)

где Сe - коэффициент, характеризующий начальное содержание жидкости:

Сe=13 EMBED Equation.3 1415, (4.28)

где e – унос жидкости из секции промывки, см3/м3:

e=13 EMBED Equation.3 1415, см3/м3; (4.29)

13 EMBED Equation.3 1415-коэффициент использования живого сечения, С
· = 0,93

13 EMBED Equation.3 1415, (4.30)

где Fd – площадь сечения аппарата, м2:

Fd = 0,785 D2, м2; (4.31)

(ж – поверхностное натяжение жидкости в рабочих условиях, дин/см (Н/м)

(ж = 13 EMBED Equation.3 1415, дин/см (мН/м), (4.32)

где (о – поверхностное натяжение жидкости в нормальных условиях, дин/см (мН/м);
Р – рабочее давление, МПа.
Суммарную площадь верхних овальных оснований барабанов 13 EMBED Equation.3 1415определяем из выражения

13 EMBED Equation.3 1415, м2, (4.33)

где nб – количество барабанов, шт.;
Fв.ос. – площадь верхнего овального основания барабана.

Fв.ос=13 EMBED Equation.3 1415, м2 , (4.34)

где d – ширина овального основания, м;
b – длина овального основания, м.
Ts=f(n) – коэффициент,

где n =13 EMBED Equation.3 1415. (4.35)

Необходимая рабочая поверхность барабанов Fн определяется из выражения следующего вида:

Fн=13 EMBED Equation.3 1415, м2. (4.36)

Фактическая рабочая поверхность барабанов, определяемая по средней линии с учётом толщины намотки сетки, определяется из выражения

13 EMBED Equation.3 1415,м2, (4.37)

где D13 EMBED Equation.3 1415.ср. – диаметр по средней линии барабана, м;
Н13 EMBED Equation.3 1415 – высота барабана, м.
Необходимое условие

13 EMBED Equation.3 1415. (4.38)

4.4 Расчёт переливного устройства секции промывки
Центральный угол сегментного перелива

13 EMBED Equation.3 1415, град. (4.39)

Действительная площадь перелива Fпер определяется по формуле

13 EMBED Equation.3 1415, м2, (4.40)

Fпер > F'пер.

Действительная величина стрелки приёмного кармана

13 EMBED Equation.3 1415 м. (4.41)
Где h1 = 0,125 м – действительная величина стрелки слива.
Длина хорды сегментного перелива

13 EMBED Equation.3 1415, м. (4.42)

4.5 Расчёт гидравлического сопротивления контактных тарелок
Перепад давления на тарелке

13 EMBED Equation.3 1415, мм. вод. ст. (МПа). (4.43)
где
·к.с. = 8 – коэффициент гидравлического сопротивления контактно-сепарационных элементов.
Действительная скорость газа в элементе

13 EMBED Equation.3 1415, м/с, (4.44)

где Fк.с. – площадь контактно-сепарационных элементов, м2:

13 EMBED Equation.3 1415, м2, (4.45)

где fк.с. – площадь контактно-сепарационного элемента, м2;
nк.с – количество контактно-сепарационных элементов, шт.
Нагрузка по жидкости на единицу длины слива определяется из следующего выражения:

13 EMBED Equation.3 1415, м3/м(ч, (4.46)

Lv < [Lv]. (4.47)

Подпор жидкости над сливной планкой

13 EMBED Equation.3 1415, мм. (4.48)

Высота слоя светлой жидкости на тарелке

hж = hп + (h, м, (4.49)

где hп – высота сливной планки, мм, hп = 40 мм.
Объёмный расход жидкости, проходящей через один элемент:

lж = 0,054 + 1,14 hп, м3/ч. (4.50)

Условие нормальной работы тарелки

lж(nк.с > Qж. (4.51)

4.6 Проверка расстояния между контактными тарелками
Высота слоя светлой жидкости в переливе hж определяется по формуле

13 EMBED Equation.3 1415, мм, (4.52)

где hз.п – высота запорной планки, мм;
hз.п = 100 мм /11/.
(Рж.п – сопротивление движению жидкости в переливе, мм вод. ст.

13 EMBED Equation.3 1415, мм. вод. ст., (4.53)

где у – наиболее узкое сечение в переливе, м;
у = 0,04 м /11/;
К4 = 250 /1/ – коэффициент.
((ж – плотность жидкости по отношению к плотности воды:
13 EMBED Equation.3 1415. (4.54)

Высота вспененной жидкости в переливе

13 EMBED Equation.3 1415, мм, (4.55)

где ((п – плотность вспененной жидкости по отношению к плотности исходной жидкости;
((п = 0,4 /13/.
Условие нормальной работы перелива

Нп < Нт,

где Нт = 800 мм /11/ – расстояние между тарелками.

4.7 Расчёт кубовой части
Суммарное начальное содержание жидкости в газе

l0 = lв + lк + lм, см3/м3, (4.56)

где lв – начальное содержание воды в газе, см3/м3;
lк – начальное содержание конденсата в газе, см3/м3;
lм – начальное содержание метанола в газе, см3/м3.
Количество жидкости, поступающей в кубовую часть аппарата:

13 EMBED Equation.3 1415, м3/ч. (4.57)

Скорость движения жидкости

13 EMBED Equation.3 1415, м/с. (4.58)

Расчётная высота кубовой части

13 EMBED Equation.3 1415, м, (4.59)

где [(] – допустимое время пребывания жидкости, мин; [(] = 1...3 мин /11/;
Н – принимается не менее 0,4 м /11/.

4.8 Расчёт сливных труб
Количество жидкости, стекающей в трубу нижней сепарационной тарелки определяется из выражения следующего вида:

13 EMBED Equation.3 1415 м3/ч. (4.60)

Диаметр сливной трубы

13 EMBED Equation.3 1415, м, (4.61)

где [Wпер] – допустимая скорость слива, м/с;
[Wпер] = 0,1 м/с /13/.
n = 2– количество сливных труб с нижней сепарационной тарелки, шт. /11/.
Количество жидкости, стекающей в трубу с верхней сепарационной тарелки:

13 EMBED Equation.3 1415, м3/ч. (4.62)

Диаметр сливной трубы

13 EMBED Equation.3 1415, м, (4.63)

где nв – количество сливных труб с верхней сепарационной тарелки, шт.;
nв = 2 /11/;
dсл.н и dсл.в – расчётные величины должны быть меньше принятых диаметров сливных труб Dy = 50 мм.

4.9 Расчёт штуцеров
Диаметр штуцера входа (выхода) газа

13 EMBED Equation.3 1415, м, (4.64)

полученная величина dг округляется до стандартного dг.ст.=0,4 м, где [Wг] = (4...29) – допустимая скорость в штуцере входа (выхода) для газа, м/с /14/.
Действительная скорость газа в штуцере входа (выхода)

13 EMBED Equation.3 1415, м/с. (4.65)

Диаметр штуцера входа жидкости на промывку

13 EMBED Equation.3 1415, м, (4.66)
где [Wж] = (1...2) м/с /14/ –допустимая скорость в штуцере входа (выхода) для жидкости.
Диаметр штуцера выхода жидкости из кубовой части аппарата

13 EMBED Equation.3 1415, м. (4.67)

4.10 Общее гидравлическое сопротивление аппарата
Гидравлическое сопротивление штуцера входа и выхода газа

13 EMBED Equation.3 1415, МПа, (4.68)

где (вх = 1,2 /1/, (вых = 0,5– коэффициент гидравлического сопротивления узла входа и выхода газа /11/.
Гидравлическое сопротивление входной сепарационной секции

13 EMBED Equation.3 1415, МПа, (4.69)

где (с= 9– коэффициент гидравлического сопротивления сепарационной тарелки /12/.
Wc - действительная скорость в элементе входной сепарационной секции:

13 EMBED Equation.3 1415, м/с. (4.70)

Гидравлическое сопротивление контактных тарелок в секции промывки

(Рп = nт((Рт, МПа, (4.71)

где nт = 2– число тарелок /11/.
Гидравлическое сопротивление выходной сепарационной тарелки с овально-цилиндрическими барабанами

13 EMBED Equation.3 1415, МПа, (4.72)

где (б = 3,5 – коэффициент гидравлического сопротивления барабана /15/;
Wб – действительная скорость газа во входном отверстии барабана

13 EMBED Equation.3 1415, м/с. (4.73)

Общее гидравлическое сопротивление аппарата

(Р = ( ((Ршт + (Рс + (Рп + (Рб), МПа, (4.74)

(Р < ((Р(, (4.75)

где ( = 1,1 - коэффициент неучтённых потерь /11/.

4.11 Проверка гидрозатвора сливных труб с верхней сепарационной тарелки
Столб жидкости в сливной трубе, необходимый для предотвращения проскока газа

13 EMBED Equation.3 1415,м, (4.76)
где ( =1,3 – коэффициент пульсации /14/.
Необходимое условие нормальной работы сливных труб

Н + Нт - 0,04 > hж, (4.77)

где Нт = 0,8 – расстояние между тарелками, м /11/;
Н = 1,4 – расстояние между тарелкой с овально – цилиндрическими барабанами и верхней контактной тарелкой, м /11/.

4.12 Построение графика зависимости производительности аппарата от давления, Q = f (P)

4.12.1 Расчёт максимальной производительности входной сепарационной секции
Задаются значениями рабочего давления Рр: Р1, Р2, Р3, Р4 (3,0; 4,0; 5,0; 7,5 МПа /11/). Рабочая температура газа Тр, соответствующая рабочим давлениям (12; 12; 11,6; 8,5 (С /11/).
Определяют значения коэффициента сверхсжимаемости zр для всех рабочих давлений по графику рисунка 1.1 или формуле (4.2).
Определяют плотность газа (р для всех рабочих давлений по формуле (1.2).
Поверхностное натяжение газа ( при вышепринятых рабочих давлениях соответственно равно 20(10-3; 18(10-3; 16(10-3; 13(10-3 Н/м /11/).
Критическая скорость во входной сепарационной секции составляет

13 EMBED Equation.3 1415, м/с. (4.78)

Максимальная производительность входной сепарационной секции для соответствующих рабочих параметрах

13 EMBED Equation.3 1415, м3/сут. (4.79)

4.12.2 Расчёт максимальной производительности массообменной секции (в контактно-сепарационных элементах)
Максимальная производительность массообменной секции при соответствующих рабочих параметрах

13 EMBED Equation.3 1415, м3/сут. (4.80)

где fк.с = (19,4; 19,4; 24,3; 24,3) - коэффициент для контактно-сепарационных элементов при соответствующих рабочих параметрах /11/.
Максимальная скорость газа в контактно-сепарационном элементе при соответствующих рабочих параметрах

13 EMBED Equation.3 1415, м/с. (4.81)

4.12.3 Расчёт максимальной производительности массообменной секции (по фактору скорости газа в сечении аппарата)
Максимальная производительность массообменной секции при соответствующих рабочих параметрах

13 EMBED Equation.3 1415, м3/сут, (4.82)

где Wmax.к – максимальная скорость газа в массообменной секции при соответствующих рабочих параметрах:

13 EMBED Equation.3 1415, м/с, (4.83)

где Фк = (3,76; 3,76; 4,7; 4,7) – коэффициент для массообменной секции по фактору скорости для соответствующих рабочих параметров /11/.
График зависимости производительности в интервале давлений от 7,5 МПа до 3,0 МПа приведён для массобменной секции (с учётом фактора скорости в сечении аппарата), которая является "узким" местом (см. рисунок 4.2).

4.12.4 Проверка гидравлического сопротивления переливного устройства по данным пункта 4.12.3
Исходя из анализа расчёта переливного устройства для давления Р = 5,0 МПа, уменьшаем высоту вспененной жидкости в переливе до Нп = 700 мм, при этом максимальная производительность понижается до Qг = 8125000 м3/сут.



Рисунок 4.2 - Зависимость производительности газового сепаратора
С – 201 с промывочной секцией от давления

Таблица 4.1 – Расчёт основных параметров для рабочих давлений 3,0, 4,0, 5,0 и 7,5 МПа
Параметр
Давление Р, МПа


3,0
4,0
5,0
7,5

13 EMBED Equation.3 1415, м3/с





13 EMBED Equation.3 1415, м/с





13 EMBED Equation.3 1415, мм вод. ст.





LV, м3/м.ч





13 EMBED Equation.3 1415, мм





13 EMBED Equation.3 1415, мм





13 EMBED Equation.3 1415





13 EMBED Equation.3 1415






4.13 Данные для расчёта

Таблица 4.2 - Исходные данные для расчёта
Наименование показателя, обозначение, единица измерения
Значение

Производительность по газу Qг, м3/ч (м3/сут) при условии: Р = 0,1013 МПа; t = 0 оС
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415

Давление рабочее Р, МПа
Давление расчётное Рр, МПа
от 7,5 до 3,0
8,25

Температура рабочая t, оС:
зима
лето

от 5 до 20
25

Производительность по промывочной жидкости Qж, м3/ч
0,2-20

Молярная доля компонента в газе, xi, %
см. таблицу А. 4

Начальное содержание жидкости в газе, г/м3 (см3/см3):
воды, ев
конденсата, ек
метанола, ем

1,06 (1,05)
0,007 (0,008)
0,3 (0,32)

Плотность газа (0, кг/м3
см. таблицу А. 4

Плотность пластовой воды (в, кг/м3
1010

Наименование промывочной жидкости
конденсационная вода

Плотность промывочной жидкости (ж, кг/м3
от 1000 до 997

Поверхностное натяжение промывочной жидкости при
Р = 0,1013 МПа 13 EMBED Equation.3 1415, н/м
от 76,4.10-3 до 73,4.10-3

Поверхностное натяжение конденсата в рабочих условиях (к, н/м
13.10-3

Массовая концентрация солей в пластовой воде ес, г/л
от 16,5 до 18,5

Допустимое гидравлическое сопротивление [(P], МПа
0,03

Массовая концентрация мехпримесей на входе, мг/м3
10

* Производительность по газу обеспечивается при Р = 7,5 МПа.

5 РАСЧЁТ ПРОЦЕССА ДРОССЕЛИРОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Для термодинамического расчёта процесса низкотемпературной сепарации, определения потребного количества ингибитора, способствующего предотвращению гидратообразования в промысловых сепарационных устройствах и регулирующих клапанах на газораспределительных станциях (ГРС) и других устройствах, необходимо знать температуру газа после дросселирования. Эту температуру газа можно определить по известным начальному давлению Р1, температуре Т1 и конечному давлению Р2, зная интегральный или средний дифференциальный эффект Джоуля-Томсона /10/.

Пример 5.1
Вычислить коэффициент Джоуля-Томсона (дроссель-эффект) для природного газа, состав которого приведён в таблице 11П, при начальных давлениях Р1 и начальной температуре Т1.

Порядок расчёта
1 Определим псевдокритические параметры Рпк, Тпк и молярную теплоемкость 13 EMBED Equation.3 1415 по известной зависимости для заданного газа. Значения критического давления Рк и критической температуры Тк для отдельных компонентов взять из таблиц А. 6, А. 7 и А. 8. Удельную теплоёмкость отдельных газов определяем по графику (рисунок 1.3). Результаты расчёта сведены в таблице 5.1.
2 По известным Тпк и Рпк определим приведенные параметры газа по формуле (1.20).
3 По графику рисунка 1.4 находим изотермическую поправку к теплоёмкости от давления - (Ср.
4 По графику рисунка 1.5 находим обобщённую функцию коэффициента Джоуля-Томсона.

Таблица 5.1 – Определение параметров 13 EMBED Equation.3 1415
Компоненты
yi
Tk, K
Tk yi
Pk, МПа
Pk yi
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415 yi

СН4








С2Н6








С3Н8








С4Н10








С5Н12








СО2








Н2S








N2








Средние
значения
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415


13 EMBED Equation.3 1415.

5 Вычисляем коэффициент Джоуля-Томсона (дроссель-эффект) для природного газа данного состава по формуле (1.23).

Пример 5.2 /20/
Определить молярную изобарную теплоёмкость, показатель адиабаты, дифференциальный дроссель-эффект для газа месторождений, приведенных в таблице А. 11, при давлениях Р и температурах Т (таблица А. 12).

Порядок расчёта
1 Определяем молярную массу газа заданного месторождения, Мсм, используя данные таблицы А. 11, таблицы А. 12:

13 EMBED Equation.3 1415. (5.1)

2 Определим псевдокритические параметры Рпк, Тпк. Значения критического давления Рк и критической температуры Тк для отдельных компонентов природного газа выбираются из таблиц А. 6, А. 8.
3 По известным Тпк и Рпк определим приведённые параметры газа по формуле (1.20).
4 Определим молекулярную теплоёмкость природного газа по формуле Л.М.Гухмана и Т.В.Нагаревой:

13 EMBED Equation.3 1415. (5.2)

5 Определим показатель адиабаты К:

13 EMBED Equation.3 1415. (5.3)

6 Определим коэффициент Джоуля-Томсона:

13 EMBED Equation.3 1415. (5.4)

Значение функции f (Рпк, Тпк) можно определить по рисунку 1.5, рассчитать с погрешностью менее 7 % по корреляционной зависимости Л.М.Гухмана и Т.В.Нагаревой:

13 EMBED Equation.3 1415. (5.5)

Формула (4.5) справедлива при 1,6 ( Тпр ( 2,1 и 0,8 (Рпр (3,5.
Результаты вычислений необходимо свести в таблицу 5.2.

Пример 5.3
Рассчитать конечную температуру газа Т2 в конце процесса дросселирования природного газа месторождений (см. таблицу А. 11) при следующих исходных данных: Р1, Т1, Р2, Р3, Р4, Р5, Р6 (см. таблицу А. 12); состав газа (см. таблицу А. 11); значения Мсм; Рпк, Тпк, Ср взять из примера 5.2.

Таблица 5.2 – Рассчитанные значения Ср, К, (i природного газа заданного месторождения
Р, МПа
Рпр
Т, К
Тпр
Ср, кДж/(кг.К)
К
(i,
К/МПа
Т, К
Тпр

Р1

Т1




Т2


Р2

Т1




Т2


Р3

Т1




Т2


Р4

Т1




Т2


Р5

Т1




Т2


Р6

Т1




Т2



Продолжение таблицы 5.2
Ср,
кДж/(кг.К)
К
(i, К/МПа
Т, К
Тпр
Ср,
кДж/(кг.К)
К
(i, К/МПа




Т3








Т3








Т3








Т3








Т3








Т3





Порядок расчёта
1 Определить средние приведённые параметры газа.

13 EMBED Equation.3 1415. (5.6)

13 EMBED Equation.3 1415. (5.7)
2 Определяем приближённо конечную температуру газа в процессе адиабатного дросселирования Т2 по формуле

13 EMBED Equation.3 1415 (5.8)

3 Перепад температур на штуцере определяется из выражения следующего вида:

(Т = Т1 - Т2. (5.9)

Результаты вычислений (Т приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 – Результаты значения разности температур при дросселировании газа
(Р, МПа
(Р2
( Р3
(Р4
(Р5
(Р6

(Т, К







4 Определяем коэффициент Джоуля-Томсона:

13 EMBED Equation.3 1415. (5.10)

6 Технологический расчёт абсорбера типа МФА-ГП 502.00.00 РР2

Задачей технологического расчёта является определение числа ступеней контакта, диаметра аппарата, количества контактно-сепарационных, сепарационных элементов, фильтрующих патронов, гидравлического сопротивления аппарата /44/.
Эскиз аппарата приведен на рисунке 6.1.
Исходные данные для расчёта приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 – Данные для расчёта
Наименование величины, обозначение,
единица измерения
Значение

Объёмная производительность по газу, Qном.,* м3/ч,
(м3/сут)
416670
(10.106)

Коэффициент предельного отклонения производительности, Кmax(min)
1,1 (0,5)

Давление рабочее, Р.МПа
от 8,0 до 9,0

Температура рабочая, tр., оС
от 25 до 40

Точка росы осушенного газа, tт.р., оС
tр = до 20 оС
tр = до 30 оС
tр = до 40 оС

до минус 20
до минус 10
до минус 5

Состав газа, %
СН4-88,099;
С2Н6-3,0;
С3Н8-2,0;
С4Н10-1,5;
С5Н12-2,0;
СО2-1,0;
N2-2,4;
Н2S-0,001

Плотность газа, (о, кг/м3 *
от 0,72 до 0,93

Плотность ДЭГа, (д, кг/м3
от 1125 до 1105

Поверхностное напряжение ДЭГа, (од, н/м (дин/см) **
от 47.10-3 до 44.10-3

Плотность воды, (в, кг/м3 **
от 1000 до 992

Количество воды, поступающей с газом, Qж, м3/ч
4,6

Массовая доля регенерированного ДЭГа, %, х1
99,5

Массовая доля насыщенного ДЭГа, %, х2
97,0

Расстояние между ступенями контакта, Н, мм
1000

Коэффициент теплопроводности, ВТ/(м.к)
0,0418

Энтальпия, кДж/кг
430,027

* Объём газа приведён к условиям: Р = 0,1013 МПа, t = 0 оС
** Поверхностное напряжение жидкости указано при Р = 0,1013 МПа


Рисунок 6.1 – Принципиальная схема абсорбера
МФА-ГП 502.00.00 РР2

Порядок расчёта
1 Определение теплофизических свойств газа
1.1 Коэффициент сжимаемости газа определяется с использованием псевдоприведённых давления ( и температуры (, по графикам рисунка 1.1 или по уравнениям (4.2), (4.3).
1.2 Плотность газа в рабочих условиях ((р), кг/м3, определяется по формуле (1.2).
1.3 Динамическая вязкость газа определяется по рисунку 1.3, таблице 1.2 и таблице А. 6.
1.4 Удельная теплоёмкость газа определяется по рисункам 1.3, 1.4 и таблице 1.2, таблица А. 6.
1.5 Молекулярная масса газа определяется по данным таблицы А. 6.

2 Определение числа теоретических тарелок
Для расчёта числа теоретических тарелок аппарата строим равновесную линию водяного пара и раствора ДЭГа и рабочую линию абсорбции.
2.1 Построение равновесной и рабочей линий для температуры контакта
t = 40 оС
Равновесную линию строим по данным графика /22/ для ДЭГа и по данным таблицы влагосодержания природного газа /29/ (таблица 6.2).

Таблица 6.2 – Влагосодержание ДЭга и природного газа
Влагосодержание ДЭГа, %
0,5
1
1,5
2,0
3,0
3,5
5,0

Точка росы, оС
минус 11
минус 10
минус 5
0
3
6
11

Влагосодержание газа, г/м3
0,031
0,050
0,072
0,099
0,121
0,145
0,197


Точка А соответствует конечной точке осушки газа. Массовая доля ДЭГа в точке А – 99,5 %, т.е. влагосодержание ДЭГа – 0,5 %. Точке росы минус 5 соответствует влагосодержание газа 0,072 г/м3.
Точка В соответствует начальной точке осушки газа. Массовая доля ДЭГа в точке В – 97 %, т.е. влагосодержание ДЭГа – 3 %. При температуре контакта t = 40 оС влагосодержание газа – 0,96 г/м3. Построением ступенчатой ломаной линии между рабочей и равновесной кривой (рисунок 6.3) получаем 1,7 теоретических тарелки. Число рабочих тарелок, n, шт.

13 EMBED Equation.DSMT4 1415.

Коэффициент полезного действия одной контактной ступени, состоящей из ситчатой и контактно-сепарационной тарелок, принимаем равным 0,6.

2.2 Построение равновесной и рабочей линий для температуры контакта
t = 20 оС
Равновесную линию строим по данным таблицы 6.3 А'В' – рабочая линия (см. рисунок 6.4)

Таблица 6.3 – Влагосодержание ДЭГа и газа
Влагосодержание ДЭГа, %
0,5
1,0
1,5
2,0
3,0
3,5
5,0

Точка росы, оС
минус 29
минус 22
минус 18
минус 14
минус 11
минус
9
Минус
6

Влагосодержание газа, г/м3
0,013
0,022
0,029
0,039
0,047
0,054
0,067




Рисунок 6.2 – Разрез по сечениям А-А и В-В

Рисунок 6.3 – Рабочая и равновесная линии влагосодержания


Рисунок 6.4 – Определение числа теоретических ступеней контакта
при температуре 20 0С

В точке А влагосодержание газа равно 0,025 г/м3, что соответствует точке росы минус 20 оС. В точке В влагосодержание газа равно 0,332 г/м3, что соответствует температуре контакта 20 оС. Построением ломаной ступенчатой линии между равновесной и рабочей линиями получаем 1,8 теоретических тарелки. Число рабочих тарелок, n, шт.

13 EMBED Equation.DSMT4 1415.

Принято - четыре рабочих тарелки.

3 Расчёт количества ДЭГа
Расчёт количества ДЭГа проводим для следующих параметров газа:
- температура контакта – 20 оС;
- точка росы – минус 20 оС;
- давление – 8,0 МПа.
Влагосодержание газа при t = 20 оС

13 EMBED Equation.3 1415 г/м3. (6.1)

Влагосодержание газа при t = минус 20 оС

13 EMBED Equation.3 1415 г/м3. (6.2)

Значение коэффициентов А1, А2, В1, В2 приведены в таблице А. 13.
Количество влаги, поглощаемое при осушке:

13 EMBED Equation.DSMT4 141513 EMBED Equation.3 1415. (6.3)

Необходимое количество РДЭГа

13 EMBED Equation.3 1415 13 EMBED Equation.3 1415. (6.4)

По рассмотренной методике можно рассчитать необходимое количество ДЭГа для любых температур осушаемого газа и любого рабочего давления для достижения точки росы, требуемых ОСТ 51 - 40 - 93, для зимних и летних условий.

4 Расчёт массообменной секции
Номинальная объёмная секундная производительность по газу в рабочих условиях

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 м3/с, (6.5)

где Qном. – м3/ч.
Фактор скорости газа в контактно-сепарационном элементе:
- номинальный, Фном.=24,3;
- минимальный, Фmin=13 EMBED Equation.3 1415.
Скорость газа в контактно-сепарационном элементе

13 EMBED Equation.DSMT4 1415. (6.6)

Необходимо определить по формуле (6.6) Wном. и Wmin.
Внутренний диаметр элемента ГПР340.00.000 - dк-с = 0,06 м /44/.
Площадь сечения элемента

fк-с=0,785 . d2к-с, м2. (6.7)

Расчётное количество контактно-сепарационных элементов составит

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 шт. (6.8)

Принято nк-с = 177 /44/. Диаметр аппарата, D, м. Принято D = 1,8 м /44/.

5 Расчёт выходной сепарационной секции
а) расчёт фильтрующих патронов
Поверхностное натяжение ДЭГа при t = 20 оС и р = 0,1013 МПа, составляет 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 н/м /44/.
Поверхностное натяжение ДЭГа при рабочем давлении

13 EMBED Equation.3 1415дин/см (н/м) (6.9)

Коэффициент 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 /44/.
Скорость фильтрации определяется из выражения

13 EMBED Equation.3 1415 м/с (6.10)

где
·д, н/м.
Плотность ДЭГа при t = 20 оС составляет (д = 1120 кг/м3 /44/,
·д – н/м.
Поверхность набегания газа на фильтрующий патрон

13 EMBED Equation.DSMT4 1415м2 . (6.11)

Длина фильтрующего патрона, lф, м.
Принято lф = 1,1 м /44/.
Диаметр фильтрующего патрона:
- наружный, dнф, м;
- внутренний, dвф, м.
Принято13 EMBED Equation.DSMT4 1415 /44/, 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 /44/.
Необходимое число фильтрующих патронов

13 EMBED Equation.3 1415 (6.12)

принято nф = 120 шт /44/.
Свободное сечение между фильтрующими патронами,

13 EMBED Equation.3 1415 (6.13)

Скорость в свободном сечении аппарата на верхнем срезе фильтрующих патронов

13 EMBED Equation.3 1415. (6.14)

Коэффициент
13 EMBED Equation.3 1415 (6.15)

Коэффициент
13 EMBED Equation.DSMT4 1415. (6.16)
Коэффициент 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 /44/.
Коэффициент 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 /44/.
Коэффициент

13 EMBED Equation.DSMT4 1415. (6.17)

Коэффициент 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 /44/.
Уточнённая скорость фильтрации

13 EMBED Equation.3 1415 (6.18)

б) расчёт сепарационных тарелок с элементами ГПР 353.00.000
Критическая скорость газа в сепарационном элементе

13 EMBED Equation.3 1415 . (6.19)

Коэффициент структурных изменений газожидкостного потока, Тs = 8 /44/.
Внутренний диаметр элемента, dс = 0,1 м /44/.
Площадь сечения сепарационного элемента

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 м2. (6.20)

Необходимое число сепарационных элементов

13 EMBED Equation.3 1415. (6.21)

Принято:
- для тарелки под фильтрующими патронами,13 EMBED Equation.3 1415;
- для тарелки над фильтрующими патронами, 13 EMBED Equation.3 1415.

6 Расчёт входной сепарационной секции (элементы ГПР 353.00.000)
Критическая скорость газа в сепарационном элементе

13 EMBED Equation.3 1415. (6.22)

Поверхностное натяжение воды при Р = 0,1013 МПа и t = 20 оС, 13 EMBED Equation.DSMT4 1415н/м /44/.
Поверхностное натяжение воды при рабочем давлении

13 EMBED Equation.3 1415 дин/см. (6.23)

Необходимое число сепарационных элементов

13 EMBED Equation.3 1415шт., (6.24)

принято 115 шт /44/.
7 Расчёт глухой тарелки
Диаметр эллиптического днища, Dгл., м.
Принято Dгл. = 1,4 м /44/.
Площадь сечения колонны

13 EMBED Equation.3 1415м2. (6.25)

Площадь для прохода газа

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 м2. (6.26)

Скорость газа в сечении колонны

13 EMBED Equation.DSMT4 1415м/с. (6.27)

Допустимая скорость газа

13 EMBED Equation.3 1415. (6.28)

Скорость движения жидкости в эллиптическом днище

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 м/с. (6.29)

Высота слоя жидкости от рабочего уровня до нижнего обреза сливной трубы, Нж, м. Принято, Нж = 0,35 м /44/.
Действительное время пребывания жидкости на глухой тарелке составляет
13 EMBED Equation.DSMT4 1415мин. (6.30)

Допустимое время пребывания жидкости на глухой тарелке, [(], мин ( > [(],[3 мин].

8 Расчёт штуцеров аппарата
Диаметр штуцера входа (выхода) газа

13 EMBED Equation.3 1415, (6.31)
принято dг = 0,4 м /44/.
Допустимая скорость газа в штуцерах, [Wг] = от 10 до 15 м/с /44/.
Диаметр штуцера входа (выхода) ДЭГа

13 EMBED Equation.3 1415м, (6.32)

принято dДЭГ = 0,08 м /44/.
Допустимая скорость жидкости в штуцерах,
·Wж
· = от 1 до 2 м/с /44/.

9 Расчёт переливного устройства ситчатой тарелки
Расчётная площадь сечения перелива

13 EMBED Equation.3 1415, м2. (6.33)

Коэффициент запаса на площадь переливных перегородок, К1 = 1,05 /44/.
Допустимая скорость жидкости в переливе [Wпер] от 0,1 до 0,2 м/с /44/.
Действительная величина стрелки перелива ситчатой тарелки, h1, м,
принято h1 = 0,145 м /44/.
Центральный угол сегментного перелива

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 град. (6.34)

Величина сливной планки

13 EMBED Equation.DSMT4 1415м. (6.35)

Действительная площадь сечения перелива

13 EMBED Equation.3 1415м2. (6.36)

F1 > F пер.

10 Расчёт нижней части аппарата
Скорость движения жидкости в нижней части аппарата

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 м/с. (6.37)
Расстояние от нормального уровня до нижнего обреза сливной трубы, Нж, м. Принято Нж = 0,445 м /44/.
Время пребывания жидкости в нижней части аппарата

13 EMBED Equation.3 1415, с (мин). (6.38)

11 Расчёт гидравлического сопротивления
Гидравлическое сопротивление контактно-сепарационных тарелок
Суммарная площадь контактно-сепарационных элементов

13 EMBED Equation.3 1415. (6.39)

Действительная скорость газа в элементах

13 EMBED Equation.3 1415, м/с. (6.40)

Коэффициент сопротивления тарелки (к-с = 8 /44/.
Гидравлическое сопротивление контактно-сепарационной тарелки

13 EMBED Equation.3 1415, мм вод.ст. (6.41)

Гидравлическое сопротивление ситчатых тарелок
Суммарная площадь отверстий ситчатых тарелок

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 м2. (6.42)

Коэффициент отношения суммарной площади сечения контактно-сепарационных элементов к суммарной площади отверстий ситчатой тарелки, Кс = 1,31 /44/.
Действительная скорость газа в отверстиях

13 EMBED Equation.3 1415 ,м/с. (6.43)

Коэффициент сопротивления ситчатой тарелки (с = 1,8 /44/.
Гидравлическое сопротивление «сухой» ситчатой тарелки

13 EMBED Equation.3 1415, мм вод.ст. (6.44)

Гидравлическое сопротивление орошаемой ситчатой тарелки

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 мм вод.ст. (6.45)

Высота сливной планки, hn, мм, принято hn = 60 мм /44/.
Подпор жидкости над сливной планкой

13 EMBED Equation.DSMT4 1415мм.вод.ст. (6.46)

Нагрузка по жидкости на единицу длины слива

13 EMBED Equation.DSMT4 1415м3/м . ч, Lv ( [Lv]. (6.47)

Допустимая нагрузка по жидкости на единицу длины слива, [Lv], м3/м.ч, [Lv] = 50 13 EMBED Equation.3 1415 /44/.
Длина сливной планки ситчатой тарелки, В, м - конструктивно В = 0,98 м /44/.
Относительная плотность жидкости

13 EMBED Equation.DSMT4 1415. (6.48)


Суммарное гидравлическое сопротивление ситчатых тарелок

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 мм вод.ст. (6.49)

Гидравлическое сопротивление сепарационных тарелок и фильтрующих патронов
Площадь сечения сепарационных элементов:
тарелка над фильтрующими патронами

13 EMBED Equation.3 1415; (6.50)

тарелка под фильтрующими патронами

13 EMBED Equation.3 1415. (6.51)

Действительная скорость в сепарационных элементах:
тарелка над фильтрующими патронами

13 EMBED Equation.3 1415, м/с; (6.52)

тарелка под фильтрующими патронами

13 EMBED Equation.3 1415, м/с. (6.53)

Коэффициент сопротивления сепарационного элемента (с = 9 /44/.
Гидравлическое сопротивление сепарационных тарелок:
тарелка над фильтрующими патронами

13 EMBED Equation.3 1415, мм вод.ст.; (6.54)

тарелка под фильтрующими патронами

13 EMBED Equation.3 1415, мм.вод.ст. (6.55)

Площадь сечения фильтрующих патронов

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 м2. (6.56)

Площадь сечения фильтрующего патрона по внутреннему диаметру

13 EMBED Equation.DSMT4 1415м2. (6.57)

Внутренний диаметр фильтрующего патрона, 13 EMBED Equation.DSMT4 1415м, 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 м /44/.
Действительная скорость газа в фильтрующих патронах

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 м/с. (6.58)

Коэффициент сопротивления фильтрующих патронов (ф = 20 /44/.
Гидравлическое сопротивление фильтрующих патронов

13 EMBED Equation.3 1415, мм вод.ст. (6.59)

Действительная скорость в элементах входной сепарационной тарелки

13 EMBED Equation.3 1415, м/с. (6.60)

Гидравлическое сопротивление входной сепарационной тарелки

13 EMBED Equation.3 1415, мм вод.ст. (6.61)

Гидравлическое сопротивление глухой тарелки и штуцеров входа (выхода) газа
Гидравлическое сопротивление глухой тарелки

13 EMBED Equation.3 1415мм вод.ст. (6.62)

Коэффициент гидравлического сопротивления (гл = 0,5 /44/.
Действительная скорость газа в штуцерах входа (выхода) определяется из выражения вида

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 м/с. (6.63)

Коэффициент гидравлического сопротивления:
- узла входа газа, (вх = 1,2 /44/;
- выхода газа, (вых = 0,5 /44/.
Гидравлическое сопротивление газа в штуцерах входа (выхода)

13 EMBED Equation.3 1415, мм вод.ст. (6.64)

Суммарное гидравлическое сопротивление аппарата

13 EMBED Equation.3 1415мм вод.ст. (6.65)

Коэффициент неучтённых потерь, К = 1,1 /45/.

12 Расчёт переливного устройства ситчатых тарелок (кроме нижней)
Высота слоя светлой жидкости в переливном устройстве ситчатой тарелки

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 мм. (6.66)

Сопротивление движению жидкости в переливе

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 мм вод.ст. (6.67)

Коэффициент К = 250 /44/.
Линейный размер наиболее узкого сечения перелива, а = 0,04 м /44/.
Относительная плотность жидкости

13 EMBED Equation.DSMT4 1415. (6.68)

Высота слоя вспененной жидкости в переливе

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 мм. (6.69)

Относительная плотность вспененной жидкости 13 EMBED Equation.DSMT4 1415/44/.
Условие нормальной работы переливного устройства

13 EMBED Equation.DSMT4 1415, (6.70)

13 EMBED Equation.DSMT4 1415. (6.71)

Расстояние от ситчатой тарелки до вышележащей контактно-сепарационной тарелки, Н1 = 650 мм /44/.
Высота части контактно-сепарационного элемента, находящейся под полотном тарелки, Н2 = 90 мм /44/.

13 Расчёт переливного устройства нижней ситчатой тарелки
Высота слоя светлой жидкости в переливном устройстве нижней ситчатой тарелки

13 EMBED Equation.3 1415, мм. (6.72)

Максимальный уровень жидкости на глухой тарелке Нmax, мм, принято Нmax = 400 мм [44].
Гидравлическое сопротивление нижней ситчатой тарелки

13 EMBED Equation.DSMT4 1415мм вод.ст. (6.73)

Сопротивление движению жидкости в узком сечении перелива

13 EMBED Equation.DSMT4 1415мм вод.ст.;

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 мм вод.ст. /44/.

Высота слоя вспененной жидкости в переливе

13 EMBED Equation.DSMT4 1415мм. (6.74)

Расстояние от нижней ситчатой тарелки до верхнего предельного уровня жидкости на глухой тарелке Н5, мм. Принято Н5 = 1090 мм /44/.
Условие нормальной работы переливного устройства

13 EMBED Equation.DSMT4 1415, (6.75)

13 EMBED Equation.DSMT4 1415. (6.76)

14 Расчёт сливной трубы с сепарационной тарелки под фильтрующими патронами и гидрозатвора
Количество жидкости, стекающей с тарелки под фильтрующими патронами:
13 EMBED Equation.DSMT4 1415м3/с. (6.77)

Унос жидкости 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 до 1,0 г/м3 /44/.
Диаметр сливной трубы

13 EMBED Equation.3 1415, м. (6.78)

Принято: труба диаметром 57 мм с толщиной стенки 5 мм /44/.
Столб жидкости в сливной трубе, необходимый для предотвращения проскока газа:

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 м. (6.79)

Необходимая высота столба жидкости в приёмном стакане

13 EMBED Equation.DSMT4 1415. (6.80)

Диаметр приёмного стакана, принято: труба 108 х 5 /44/.
Высота приёмного стакана, принято 13 EMBED Equation.DSMT4 1415м /44/.
Зазор между сливной трубой и решёткой а 2, м, принято: а 2 = 0,05 м [44].
Необходимое условие нормальной работы

13 EMBED Equation.3 1415> 13 EMBED Equation.3 1415. (6.81)

15 Расчёт сливной трубы с нижней ситчатой тарелки
Допустимая скорость жидкости в сливной трубе,
·Wсл.
· = от 0,1 до 0,2 м/с /44/.
Диаметр сливной трубы

13 EMBED Equation.3 1415, м (6.82)

Принято труба 114 х 5 мм /44/.
Количество сливных труб, n, шт. принято 2 /44/.

16 Расчёт сливной трубы с сепарационной тарелки над фильтрующими патронами и гидрозатвора
Количество жидкости, стекающей с верхней сепарационной тарелки,

13 EMBED Equation.DSMT4 1415м3/с. (6.83)

Начальное содержание жидкости

13 EMBED Equation.DSMT4 1415, (6.84)

13 EMBED Equation.DSMT4 1415г/м3, (6.85)

уо = 0,16 г/м3 /44/.
Диаметр сливной трубы,

13 EMBED Equation.3 1415 м, (6.86)

Принято труба 57 х 5 мм /44/.
Допустимая скорость жидкости в сливной трубе, 13 EMBED Equation.3 1415 от 0,1 до 0,2 м/с /44/.
Столб жидкости в сливной трубе, необходимый для предотвращения проскока газа,

13 EMBED Equation.DSMT4 1415м. (6.87)

Коэффициент пульсации, К от 1,3 до 1,5 /44/.
Необходимая высота столба жидкости в приёмном стакане,

13 EMBED Equation.DSMT4 1415м. (6.88)

Диаметр приёмного стакана, dпр., м.
Принято: труба 108 х5 мм /44/.
Высота приёмного стакана, Нпр., м, принято: Нпр = 0,4 м /44/.
Зазор между сливной трубой и решеткой, а1, м.
Принято: а1 = 0,05 м /44/.
Необходимое условие нормальной работы

13 EMBED Equation.DSMT4 1415. (6.89)

17 Расчёт сливной трубы с контактно-сепарационной тарелки и гидрозатвора
Количество жидкости, стекающей с контактно-сепарационной тарелки:

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 м3/с. (6.90)

Начальное содержание жидкости, 13 EMBED Equation.DSMT4 1415см3/м3.

Диаметр сливной трубы определяется из выражения вида

13 EMBED Equation.DSMT4 1415м, (6.91)

принято труба 57 х 5 мм /44/.
Столб жидкости в сливной трубе, необходимый для предотвращения проскока газа:

13 EMBED Equation.DSMT4 1415м. (6.92)

Зазор между сливной трубой и основанием приёмного стакана, а2, м
принято: а2 = 0,04 м /44/.
Высота приёмного стакана составляет

Нпр=hр+а2, м, (6.93)

Принято: Нпр = 0,12 м /44/.
Высота вспененного слоя жидкости в сливной трубе,

13 EMBED Equation.DSMT4 1415 м. (6.94)

Относительная плотность вспененной жидкости (п, (п = 0,55 /4/.
Необходимое условие нормальной работы сливной трубы,

hп < H1 - Нпр (9.95)

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Таблица А.1 – Технические данные труб, применяемых для строительства промысловых коммуникаций /2/
Наружный диаметр, мм
Толщина стенки, мм
Объём 1п. м трубы, л
Наружный диаметр, мм
Толщина стенки, мм
Объём 1п. м трубы, л

73
4
5
6
3,32
3,12
2,92
194

7
8
9
10
25,45
24,9
24,3
23,8

89
4
5
6
7
5,15
4,9
4,65
4,42
219
8
9
10
11
12
32,4
31,7
31,1
30,5
29,9

102
4
5
6
7
6,94
6,65
6,36
6,08
245
8
9
10
11
12
41,2
40,5
39,7
39,0
38,4

114
4
5
6
7
8
8,82
8,5
8,17
7,85
7,54
273
8
9
10
11
12
51,9
51,0
50,3
49,5
48,7

127
4
5
6
7
8
11,12
10,75
10,39
10,03
9,68
325
8
9
10
11
12
75,0
74,0
73,0
72,1
71,1

140
5
6
7
8
13,27
12,9
12,5
12,1
377
8
11
12
13
14
100,1
99,0
97,9
96,7
95,6

146
5
6
7
8
14,5
14,1
13,7
13,3
426
10
11
12
13
14
-
-
-
-
-

168
6
7
8
9
10
19,1
18,1
18,15
17,7
17,2
-
-
-
-
-
-
-
-
-

-
-
-
-
-


Таблица А. 2 – Значение эквивалентной абсолютной шероховатости труб
по Г.А.Адамовичу /1/
Условия эксплуатации труб
Кш, мкм

Новые (чистые или с незначительным налетом коррозии)
После нескольких лет эксплуатации (немного корродированные или с незначительными отложениями)
После нескольких лет эксплуатации в различных условиях (корродированные или с небольшими отложениями)
После длительной эксплуатации (сильнокорродированные и загрязненные)
40 - 100

60 - 200

50- 500

500 – 1000


Таблица А. 3 – Характеристика материалов для изоляции газопроводов /3/
Показатель
ПСБ-с
ППУ-3с
ППУ-3н
ППУ-307
ППУ-308н
ФРП-1
ФРП-5

Объёмная масса, кг/м3
25-40
50-60
30-40
50-70
40-60
50-70

Предел прочности, МПа:
10 %-ное сжатие при температуре:
+ 20 0С
- 180 0С


0,05-0,15
0,08-0,24


0,3-0,5
0,4-0,6


0,3-0,4
0,5-0,7


0,15-0,20
0,20-0,30


0,4-0,6
0,6-0,8


0,05-0,15
0,6-2


0,3-0,4
0,5-0,6

Изгиб при температуре:
+ 20 0С
- 180 0С

0,15-0,25
0,5-1,0

0,5-1,0
0,4-0,9

0,5-1,1
0,6-1,3

0,3-0,4
0,35-0,45

0,4-0,6
0,45-0,65

0,15-0,20
0,18-0,25

0,6-0,8
06,-0,8

Растяжение при температуре:
+ 20 0С
- 180 0С

0,10-0,13
0,9-0,10

0,41
0,40

0,50
0,55

0,13
0,11

0,11
0,15

-
-

0,18
0,16

Водопоглощение, %:
1 сут
30 сут
1 год

0,7
2,1
4,8

1,3
4,5
7

0,7
4
9

0,6
2,3
4,3

0,6
5,5
10,1

10
50
90

3
20
60

Гигроскопичность, %:
через 1 сут
30 сут
1 год

0,3
1,3
2

1,3
3,8
5,2

1
4,7
7,5

0,8
3,3
4,3

0,7
2,8
3

8
18
40

10
32
50

Коэффициент теплопроводности, Вт / (13 EMBED Equation.3 1415), при средней температуре, 0С:
+ 25
- 70
- 180


0,040
0,026
0,012


0,042
0,042
0,013


0,042
0,028
0,015


0,041
-
0,013


0,042
-
0,013


0,041
0,026
0,014


0,044
-
0,017

Коэффициент линейного температурного расширения х 106 в интервале температур, 0С:
от + 23 до 100
от + 23 до 196


-50
-43


- 62
- 48


- 62
- 45


- 53
- 37


- 49
- 40


-
- 46


- 32
- 26

Относительная линейная усадка, %, в температурном интервале:
от + 25 до – 196 0С


- 0,95


- 1


- 1


- 0,8


- 0,87


- 1


0,56

Горючесть
самозатухающий (при выносе из пламени не горит)
сгораемый
самозатухающий
трудновоспламеняющий

Температура применения, 0С
-180 . . . + 60
- 180 . . . + 70
- 180 . . . + 140
- 180 . . . + 150


Таблица А. 4 – Состав природного газа основных месторождений Российской Федерации /4, 5/
Вариант

Месторождение
Состав газа, % объёмные
Плотность по воздуху



СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12
СО2
Н2S
N2+R


1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
Вуктыльское
Уренгойское (сеноман)
Медвежье
Заполярное
Ямбургское (сеноман)
Соленинское
Усть-Вилюйское
Оренбургское
Тазовское
Губкинское
Русское
Комсомольское
Вынгапуровское
Новопортовское
Средневелюйское
Мастаховское
Вэнгаясинское
Уренгойское (валанжин)
Варьеганское
Арктическое
Юбилейное
Пякопурское
Пеляткинское
Ямсовейское
Бованенковское
Восточно-Таркосалинское
Западно-Таркосалинское
Южно-Русское
Крузенштернское
Харампуровское

84,50
98,26
98,80
98,60
98,597
95,50
94,90
81,70
98,70
98,312
98,745
97,640
97,792
95,43
89,22
93,40
97,72
85,31
97,725
97,52
98,67
97,00
92,1
98,48
99,03
98,27
97,74
98,40
99,07
97,363
7,4
0,155
0,100
0,070
0,062
3,30
2,20
4,00
0,06
0,09
0,095
0,267
0,16
0,56
6,60
3,40
0,538
5,81
0,538
0,148
0,06
0,16
3,6
0,114
0,028
0,071
0,0149
0,058
0,012
0,124
2,0
0,004
0,02
0,02
0,004
0,07
0,50
1,60
0,003
-
-
0,047
-
0,02
1,60
1,30
0,024
5,31
0,024
0,043
0,002
0,005
0,13
-
0,007
0,009
0,069
0,004
0,002
0,021
0,60
следы
0,002
0,013
-
0,25
0,50
1,05
0,01
-
-
-
-
0,01
0,50
0,50
-
2,05
-
0,037
-
0,001
0,19
-
0,003
0,004
0,066
-
-
0,014
0,3
-
-
0,01
-
0,15
0,29
1,95
-
-
-
-
-
-
0,38
0,10
-
0,18
-
0,028
-
0,01
0,14
-
-
-
0,012
-
-
-
0,10
0,321
0,10
0,18
0,188
0,50
0,20
1,10
0,39
0,591
0,415
0,321
0,124
2,53
0,20
0,20
0,34
0,44
0,345
0,332
0,22
0,30
0,03
0,16
0,06
0,21
0,42
0,28
0,11
0,266
-
-
-
-
-
-
-
1,8
-
0,013
0,013
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-

-
-
-
-
-
5,10
1,274
1,10
1,10
1,148
0,20
1,50
6,80
0,86
0,994
0,732
0,725
1,924
1,450
1,50
1,10
2,25
0,90
1,368
1,892
1,04
2,524
3,81
1,236
0,88
1,43
1,36
1,258
0,806
2,212
0,648
0,564
0,560
0,564
0,562
0,586
0,596
0,711
0,564
0,564
0,569
0,566
0,562
0,640
0,629
0,596
0,569
0,673
0,569
0,568
0,566
0,567
0,627
0,562
0,559
0,563
0,567
0,563
0,560
0,568

Таблица А. 5 – Исходные данные для примеров /1.1, 3.1/
Вариант
Q,13 EMBED Equation.3 1415
(, м/с
Рр, МПа
Тр, К
Тгр, К
(н, Вт/(м20 . С)
(, км

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
3,1
6,5
4,3
5,6
4,7
0,6
0,7
1,5
2,5
3,5
4,5
5,5
3,5
6,5
1,2
0,6
0,7
0,5
0,4
0,8
2,1
0,6
1,5
4,5
5,1
0,7
0,6
0,9
0,8
0,6
4,3
4,3
2,0
3,4
3,8
1,1
1,2
0,7
1,2
1,5
3,5
3,2
2,5
5,1
1,5
0,9
0,6
0,4
0,3
0,5
1,3
0,4
0,6
2,7
3,5
0,55
0,45
0,60
0,50
0,30
15,1
11,2
10,1
11,3
11,6
18,5
19,7
13,0
10,2
10,9
11,0
10,8
12,1
11,5
18,5
21,2
10,7
31,0
11,0
10,7
10,1
11,0
23,0
10,3
9,5
10,5
11,0
11,1
9,6
11,5
315
287
286
287
283
297
308
293
283
284
283
284
285
292
292
293
284
298
283
282
284
283
295
283
281
284
285
285
291
284
263
258
258
258
258
259
259
277
258
259
259
257
260
258
257
265
266
258
260
269
268
266
258
259
258
260
259
260
258
259
1,73
1,74
1,74
1,74
1,74
1,72
1,72
1,71
1,74
1,72
1,73
1,74
1,72
1,73
1,74
1,73
1,74
1,74
1,72
1,73
1,72
1,74
1,72
1,74
1,73
1,72
1,74
1,72
1,74
1,72
17
15
13
16
18
9
12
14
10
11
9
14
8
12
14
8
7
13
12
9
7
10
12
15
14
11
8
12
9
13


Таблица А. 6 – Основные показатели углеводородных компонентов природных газов
Показатель
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
н-Бутан
Изопентан
н-Пентан
Гексан

Химическая формула
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
н-С4Н10
i-С5Н12
н-С5Н12
С6Н12

Молекулярная масса
16,04
30,07
44,09
58,12
58,12
72,15
72,15
86,18

Газовая постоянная,
(13 EMBED Equation.3 1415)
52,95
28,19
19,23
14,95
14,95
11,75
11,75
9,84

Температура при 0,1 МПа, 0С:
плавления
кипения

- 182,5
- 161,3

-172,5
-88,6

-187,5
-42,2

-145,5
-10,1

-135,0
-0,5

-160,6
+28,0

-129,7
+36,2

-95,5
+69,0

Критические параметры:
температура Ткр, К
давление ркр, МПа
плотность, кг/м3
объем, м3/кг

190,5
4,88
162
0,00617

305,4
5,07
210
0,0047

369,8
4,42
225,5
0,00443

408,1
3,80
232,5
0,0043

425,5
3,95
225,2
0,0044

460,4
3,51
-
-

469,7
3,50
232
0,0043

574
3,13
-
-

Плотность при 0,1 МПа и 0 0С, кг/м3
0,717
1,344
1,967
2,60
2,60
3,22
3,22
3,88

Удельный объём при 0,1 МПа и 0 0С, кг/м3
1,4
0,746
0,510
0,385
0,385
0,321
0,321
0,258

Плотность в жидком состоянии при Ткип и 0,1 МПа, кг/м3

416

546

585
582 (при 0 оС)

600

625

637

664

Удельная теплоёмкость при
0,1 МПа и 0 0С, кДж/(кг · 0С):
при постоянном давлении Ср
при постоянном объёме Сv


2,22
1,70


1,73
1,44


1,57
1,36


1,50
1,31


1,50
1,31


1,45
1,29


1,45
1,29


1,42
1,28

Теплота при 0,1 МПа, кДж/кг:
испарения
плавления

570
60,7

490
95,1

427
80,0

352
77,5

394
75,4

356
70,8

340
116

340
151

Теплопроводность при 0 0С и 0,1 МПа,
Вт/(м.ч. 0С)

0,30

0,018

0,015

0,0135

0,0135

0,0127

0,0127

-

Теплота сгорания при 0,1 МПа и
15 0С, 103 кДж/кг:
высшая
низшая


55,69
50,15


51,96
47,35


49,86
46,47


49,44
45,67


49,44
45,67


49,23
45,46


49,23
45,46


48,69
45,17

Количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг газа, м3
9,54
16,67
23,82
30,97
30,97
38,11
38,11
45,26

Средняя температура воспламенения с воздухом, 0С

715

567

545

512

512

-

-

-

Теоретическая температура горения, 0С
1830
2020
2043
2057
2057
2080
2090
2090

Объём газа от испарения 1 м3 жидкости, приведенный к 0,1 МПа и
0 0С, м3

442,1

311,1

272,9

229,4

237,5

204,6

206,6

182

Коэффициент динамической вязкости при 0 оС и 0,1 МПа, 10-12 мПа·с

1,05

0,87

0,76

0,70

0,70

0,65

0,63

0,62

Фактор ацентричности молекул (
0,0014
0,0986
0,1524
0,1949
0,2010
0,2223
0,2539
0,3002

Параметры потенциалов
(/k, К
(, Н · м

140
3,818

236
4,388

206
5,420

217
5,82

208
5,89

269
6,10

269
6,06

423
5,92

Таблица А. 7 – Основные показатели тяжелых углеводородных природных газов
Показатель
н-Гептан
н-Октан
н-Нонан
н-Декан
Нафтеновые
Ароматические






циклопентан
циклогексан
циклогептан
бензол
толуол

Химическая формула
n-С7Н16
n-С8Н18
n-С10Н20
n-C10Н22
С5Н10
С6Н22
С7Н14
С6Н8
С7Н8

Молекулярная масса
100,2
114,22
128,25
124,3
70,1
84,16
98,2
78,11
92,13

Температура при 0,1 МПа, 0С:
плавления
кипения

- 90,8
98,4

- 56,8
150,6

- 53,7
150,6

- 29,7
174,0

- 93,3
49,0

6,5
81,4

- 126,3
118,1

5,4
80,1

- 95,1
110,5

Критическая температура, К
540,1
568,8
595
619
554
554
554
561,5
593,6

Критическое давление, МПа
2,75
2,51
2,34
2,17
4,12
4,12
4,12
4,86
4,24

Плотность газа при 0 0С и 0,1 МПа, кг/м3
4,70
5,10
5,71
6,34
3,13
3,75
4,38
3,48
4,11

Плотность жидкости при 20 0С, кг/л
0,688
0,707
0,722
0,734
0,754
0,783
0,911
0,878
0,866

Теплотворная способность, 103 кДж/кг:
высшая
низшая

48,31
44,92

48,18
44,83

48,02
44,75

47,85
44,62

46,93
44,41

46,63
44,0

45,88
43,16

42,23
40,64

42,95
41,06

Необходимое количество воздуха
для горения 1 м3, м3

52,41

59,95

66,70

73,85

35,73

42,88

50,02

35,70

42,88


Таблица А. 8 – Основные показатели неуглеводородных компонентов природных газов
Показатель
Диоксид углерода
Сероводород
Азот
Водяной пар
Гелий

Химическая формула
СО2
H2S
N2
H2O
Не2

Молекулярная масса
44,01
34,08
28,02
18,02
4,00

Газовая постоянная, кг . м/(кг · 0С)
19,27
24,9
30,26
47,06
21,2

Температура при 0,101 МПа, 0С:
плавления
кипения

- 56,6
- 78,5

- 82,9
- 61,0

- 209,9
- 195,8

0,0
100,0

- 272,2
- 268,9

Критическая температура, К
304
373,4
125,9
647,1
5,1

Критическое давление, МПа
7,64
9,06
3,53
23,0
0,24

Плотность при 0 0С и 0,101 МПа, кг/м3
1,977
1,539
1,251
0,805
0,178

Удельный объём при 0 0С и
0,101 МПа, м3/кг
0,506
0,650
0,799
1,248
0,069

Плотность в жидком состоянии при температуре кипения и
0,101 МПа, кг/м3

924,8

950

634,1

1000 при 4 0С

-

Удельная теплоёмкость,
кДж/(кг · 0С):
при постоянном давлении Ср
при постоянном объеме Сv


0,846
0,654


1,064
0,804


1,043
0,746


2,01
0,151


0,859
0,515

Теплота испарения при 0,101 МПа, кДж/кг
348,3
553,5
199,9
2259
4,1

Вязкость при 0 0С и 0,101 МПа,
10-12 МПа . с
1,39
1,20
1,70
0,90
-

Теплопроводность при 0 0С,
Вт/(м · ч · 0С)
0,013
0,0119
0,0238
0,0174
0,0143

Фактор ацентричности молекул (
0,231
0,100
0,040
-
-

Параметры потенциалов:
(/k, К
(, Н · м
(

190
4,0
-

343
3,49
0,21

91,5
3,68
0

-
-
-

10,8
0
0


Таблица А. 9 – Коэффициенты В, В1 в зависимости от приведённой плотности газа /1/
13 EMBED Equation.3 1415
В
В1
13 EMBED Equation.3 1415
В
В1
13 EMBED Equation.3 1415
В
В1

0,56
0,57
0,58
0,59
0,60
0,61
0,62
0,63
0,64
0,65
0,66
0,67
0,68
0,69
0,70
24,25
21,80
20,00
18,53
17,67
17,00
16,45
15,93
15,47
15,07
14,76
14,51
14,34
14,16
14,00
77,4
70,2
64,2
59,5
56,1
53,6
51,6
50,0
48,6
47,6
46,9
46,2
45,6
45,0
44,4
0,71
0,72
0,73
0,74
0,75
0,76
0,77
0,78
0,79
0,80
0,81
0,82
0,83
0,84
0,85
13,85
13,72
13,57
13,44
13,32
13,20
13,08
12,97
12,85
12,74
12,62
12,50
12,40
12,28
12,18
43,9
43,4
42,9
42,4
42,0
41,6
41,2
40,7
40,3
39,9
39,5
39,1
38,7
38,3
37,9
0,86
0,87
0,88
0,89
0,90
0,91
0,92
0,93
0,94
0,95
0,96
0,97
0,98
0,99
1,00
12,07
11,97
11,87
11,87
11,66
11,57
11,47
11,37
11,27
11,17
11,10
11,00
10,92
10,85
10,77
37,6
37,2
36,8
36,5
36,2
35,8
35,4
35,1
34,8
34,5
34,2
33,9
33,6
33,3
33,1


Таблица 1А. 10 – Значение коэффициентов А и В /1/
Т, 0С
А
В
Т, 0С
А
В

- 30
- 28
- 26
- 24
- 22
- 20
- 18
- 16
- 14
- 12
- 10
- 8
- 6
- 4
- 2
0
0,3910
0,4715
0,5660
0,6775
0,8090
0,9600
1,1440
1,3500
1,5900
1,8680
2,1880
2,5500
2,9900
3,4800
4,0300
4,6700
0,00710
0,00806
0,00921
0,01043
0,01168
0,01340
0,01510
0,01750
0,01927
0,02155
0,02290
0,02710
0,03035
0,03380
0,03770
0,04180
+ 2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
32
5,400
6,225
7,150
8,200
9,390
10,720
12,39
13,94
15,75
17,87
20,15
22,90
25,50
28,70
32,30
36,10
0,04640
0,05150
0,05710
0,06300
0,06960
0,07670
0,08550
0,09300
0,10200
0,11200
0,12270
0,13430
0,14630
0,15950
0,17400
0,18950


Таблица А. 11 – Состав природного газа /4, 5/
Вариант
Месторождение
Состав газа
Р1, МПа
Т1, К



СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12+
СО2
Н2S
N2+R



1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Вуктыльское
Оренбургское
Уренгойское (БУ1-2)
Уренгойское (БУ8)
Уренгойское (БУ10-11)
Уренгойское (БУ14)
Ямбургское (н. мел)
Заполярное (БТ2-3)
Заполярное (БТ6-8)
Заполярное (БТ10)
Пеляткинское
Мыльджинское (Ю-I+II)
Средневелюйское (Т1-III)
Средневелюйское (Т1-Iа)
Мастахское (Р2-I)
Мастахское (Ю1-I)
Неджелинское (Р2-I)
Неджелинское (Т1-IV)
Бадаранское
Усть-Вилюйское (Ю-III-A)
Усть-Вилюйское (Ю1-II-Д)
Среднеботуобинское (пар)
Среднеботуобинское (осин)
Марковское (пар)
Новопортовское (валанж)
84,50 81,70
89,14
87,66
86,59
82,11
90,13
89,16
88,58
88,06
92,10
73,90
92,60
78,30
93,45
95,90
88,90
90,45
95,80
95,30
93,60
83,14
87,70
82,50
87,89
7,40
4,00
5,27
5,09
5,72
6,11
4,13
4,69
4,73
4,79
3,60
3,70
3,90
5,40
3,35
2,20
1,85
4,35
2,10
2,30
2,20
6,15
4,00
7,00
5,29
2,00
1,60
2,10
2,18
2,39
3,29
2,29
2,11
2,12
2,20
0,13
8,00
1,20
1,80
1,30
0,30
0,60
1,60
0,31
0,70
0,50
2,25
1,20
2,90
2,13
0,60
1,05
0,83
1,18
1,02
1,40
0,25
0,70
0,72
0,80
0,19
4,10
0,80
0,80
0,50
0,10
0,09
0,30
0,08
0,50
0,30
0,55
0,10
0,80
0,98
0,30
1,95
1,66
3,16
3,55
5,25
2,26
2,86
3,34
3,60
0,14
5,20
0,40
0,00
0,10
-
-
0,07
-
-
0,20
0,22
-
2,90
0,28
0,10
1,10
0,19
0,30
0,35
0,25
0,32
0,18
0,21
0,20
0,03
0,30
0,40
0,20
0,20
0,25
0,40
0,25
0,50
0,20
-
0,45
0,90
0,60
0,98
-
1,80
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5,10
6,80
0,19
0,43
0,38
1,59
0,12
0,30
0,30
0,33
3,81
4,70
0,70
13,30
1,10
1,25
6,40
2,50
1,21
1,00
2,80
7,70
6,10
3,30
2,45
37,0
20,6
22,8
26,5
27,4
31,5
26,6
24,7
27,9
30,0
22,5
25,8
25,5
24,5
17,5
17,8
41,0
30,0
30,5
19,4
19,7
14,7
14,2
26,5
16,9
365
304
338
343
352
353
343
338
342
353
322
353
326
324
345
306
343
336
343
331
325
280
276
306
338



Таблица А. 12 – Исходные данные для примера 7.2
Вариант
Месторождения
Давление, Р, МПа
Температура, Т, К



Р1
Р2
Р3
Р4
Р5
Р6
Т1
Т2
Т3

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Вуктыльское
Оренбургское
Уренгойское (БУ1-2)
Уренгойское (БУ8)
Уренгойское (БУ10-11)
Уренгойское (БУ14)
Ямбургское (н. мел)
Заполярное (БТ2-3)
Заполярное (БТ6-8)
Заполярное (БТ10)
Пеляткинское
Мыльджинское (Ю-I+II)
Средневилюйское (Т1-III)
Средневилюйское (Т1-Iа)
Мастахское (Р2-I)
Мастахское (Ю1-I)
Неджелинское (Р2-I)
Неджелинское (Т1-IV)
Бадаранское
Усть-Вилюйское (Ю-III-A)
Усть-Вилюйское (Ю1-II-Д)
Среднеботуобинское (пар)
Среднеботуобинское (осин)
Марковское (пар)
Новопортовское (валанж)
37,0
20,6
22,8
26,5
27,4
31,5
26,6
24,7
27,9
30,0
22,5
25,8
22,5
24,5
43,5
17,8
41,0
30,0
30,5
19,4
19,7
14,7
14,2
26,5
16,9
16
16
16
20
22
26
20
20
22
26
18
21
20
19
36
16
36
26
25
16
18
12
12
22
14
12
12
12
16
18
20
16
16
18
22
14
17
16
16
28
14
30
22
20
14
16
10
10
18
12
10
10
10
12
14
16
12
12
14
16
12
13
12
13
22
12
24
18
15
12
14
8
8
14
10
8
8
8
8
10
12
8
8
10
10
10
10
10
10
16
10
16
14
10
10
12
7
7
10
8
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
365
304
338
343
352
353
343
338
342
353
322
353
326
324
345
306
343
336
343
331
325
280
276
306
338
258
263
300
305
310
313
310
300
312
313
290
313
296
294
305
286
303
306
303
301
300
270
266
286
308
248
253
250
253
260
263
253
263
252
263
250
263
256
254
265
256
263
256
263
261
260
260
256
266
268

Таблица А. 13 - Значение коэффициента А и В /35/
Температура, 0С
А
В
Температура, 0С
А
В

-40
-38
-36
-34
-32
-30
-28
-26
-24
-22
-20
-18
-16
-14
-12
-10
-8
-6
-4
-2
0
+2
+4
+6
+8
+10
+12
+14
+16
+18
+20
+22
+24
+26
+28
+30
0,1451
0,1780
0,2189
0,2670
0,3235
0,3930
0,4715
0,5660
0,6775
0,8090
0,9600
1,1440
1,350
1,590
1,868
2,188
2,550
2,990
3,480
4,030
4,670
5,400
6,225
7,150
8,200
9,390
10,720
12,390
13,940
15,750
17,870
20,150
22,80
25,50
28,70
32,30
0,00347
0,00402
0,00465
0,00538
0,00623
0,00710
0,00806
0,00921
0,01043
0,01168
0,01340
0,01510
0,01705
0,01927
0,021155
0,02290
0,0271
0,3035
0,03380
0,03770
0,04180
0,0464
0,0515
0,0571
0,0630
0,0696
0,767
0,0855
0,0930
0,1020
0,1120
0,1227
0,1343
0,1453
0,1595
0,1740
+32
+34
+36
+38
+40
+42
+44
+46
+48
+50
+52
+54
+56
+58
+60
+62
+64
+66
+68
+70
+72
+74
+76
+78
+80
+82
+84
+86
+88
+90
+92
+94
+96
+98
+100
+110
36,10
40,50
45,20
50,80
56,25
62,70
69,25
76,70
85,29
94,00
103,00
114,00
126,00
138,00
152,00
166,50
183,30
200,50
219,00
238,50
260,00
283,00
306,00
335,00
363,00
394,00
427,00
462,00
501,00
537,50
582,50
624,00
672,0
725,0
776,0
1093,0
0,1895
0,207
0,224
0,242
0,263
0,285
0,310
0,335
0,363
0,391
0,422
0,454
0,487
0,521
0,562
0,599
0,645
0,691
0,741
0,793
0,841
0,902
0,965
1,023
1,083
1,148
1,205
1,250
1,290
1,327
1,327
1,405
1,445
1,487
1,530
2,620




Рисунок А.1 – Условия образования гидратов природных газов в зависимости от относительной плотности




Рисунок А.2 - Определение влагосодержания природного газа
список использованнОЙ литературы

1 Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. – М.: Недра, 1986. – 261 с.
2 Сбор, транспорт и хранение природных газов /А.И.Гужов, В.Г.Титов, В.Ф.Медведев и др. – М.: Недра, 1978. – 280 с.
3 Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. – М.: Недра, 1999. – 596 с.
4 Карпов А.К., Раабен В.Н. Природные газы месторождений Советского Союза. – М.: Недра, 1978. – 319 с.
5 Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России /А.И.Гриценко, В.А.Истомин, А.Н.Кульков, Р.С.Сулейманов. – М.: Недра, 1999. – 473 с.
6 Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа /Д.Д.Катц, Д.Кобояши и др. – М.: Недра, 1965. – 675 с.
7 Макогон Ю.Ф., Схаляхо А.С. Определение условий образования гидратов и их предупреждение. – М.: НТС, ВНИИОЭНГ, 1972.
8 Пути сокращения расхода ингибиторов гидратообразования в системах подготовки газа Уренгойского месторождения /В.А.Истомин, Р.С.Сулейманов, А.Г.Бурмистров и др.// Обзор. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. – М.: ВНИИЭгазпром, 1987. – Вып. 8.- 8 с.
9 Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. – М.: Недра, 1980. – 293 с.
10 Подготовка газа к транспорту /Ю.П.Коротаев, Б.П.Гвоздев, А.И.Гриценко и др. - .М: Недра, 1973. – 240 с.
11 Окороков В.А. Сепаратор с промывочной секцией С-201. Расчёты. ГП1181.04.01.000РР2. – Подольск: ЦКБН, 1990. – 33 с.
12 Методика технологического расчёта абсорбционных колонн с контактно-сепарационными тарелками: РД 0352-101-86. – Подольск: ЦКБН, 1986.
13 Методика технологического расчёта сепараторов и сепарационных секций массообменных аппаратов на базе прямоточно-центробежных элементов: РД 0352-106-87. – Подольск: ЦКБН, 1987. – 46 с.
14 Методика технологического расчёта газосепараторов сетчатых, жалюзийных, центробежных, регулируемых, сепараторов нефтегазовых, сепарационных секций массообменных аппаратов: РД 0352-92-85. – Подольск: ЦКБН, 1985. – 120 с.
15 Технические предложения по конструкции и технологическому расчёту сепаратора газа С-201 и абсорбера осушки К-201 УКПГ-8, 9 ЯГКМ, отдел № 29. Тема 52-90-27/14. – Подольск: ЦКБН, 1990.
16 Гухман Л.М. Подготовка газа северных газовых месторождений к дальнему транспорту. – Л.: Недра, 1980. – 160 с.
17 Окороков В.А. Сепаратор с промывочной секцией. Расчёты. ГП1148.01.01.000РР2. – Подольск: ЦКБН, 1990. – 21 с.
18 Технологические предложения отдела № 29 по конструкции и технологическому расчёту сепаратора с промывочной секцией для Увязовского ПХГ. Тема 52 – 90 - 59. – Подольск: ЦКБН, 1990.
19 Борисов Е.Л. Сепаратор. Расчёты. ГПР772.01.000РР2. – Подольск: ЦКБН, 1992. – 14 с.
20 Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1979. – 303 с.
21 Чарный И.А. Основы газовой динамики. – М.: Гостоптехиздат, 1961. – 346 с.
22 Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка углеводородных газов. – М.: Химия, 1984. – 189 с.
23 Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. Расчёты основных процессов и аппаратов переработки углеводородных газов. – М.: Химия, 1983. – 223 с.
24 Переработка и использование газа /Г.А.Саркисьянц, О.А.Бельямино-вич, В.В.Кельцев и др. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 216 с.
25 Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты. - М.: Химия, 1978. – 277 с.
26 Технологические предложения по конструкции и технологическому расчёту сепаратора ГП 252.03.01, многофункциональных аппаратов 365.04.01. – Подольск: ЦКБН, 1987.
27 Методика гидравлического расчёта абсорбционных колонн с ситчатыми тарелками в сочетании с контактно-сепарационными. – Подольск: ЦКБН, 1985.
28 Хохлов Б.П. Абсорбер. Расчёты. ГП 778.01.00.000РР2. – Подольск: ЦКБН, 1985. – 28 с.
29 Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. – М.: Недра, 1985 – 232 с.
30 Рекомендации по конструкции и технологическому расчёту абсорберов осушки газа ГП 778.01.00.000 и ГП 778.02.00.00. Тема 0352-85-45, отдел 29. – Подольск: ЦКБН, 1985.
31 Методика технологического расчета фильтров-сепараторов. – Подольск: ЦКБН, 1984.
32 Борисов Е.Л. Абсорбер. Расчёты. ГПР 772.02.000РР2. – Подольск: ЦКБН, 1992. – 29 с.
33 Макогон Ю.Ф., Саркисьянц Г.А. Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорте газа. – М.: Недра, 1966.
34 Окороков В.А. Абсорбер. Расчёты. ГП 1181.05.01.000РР2. – Подольск: ЦКБН, 1990. – 37 с.
35 Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. – М.: ООО ИРЦ Газпром,2004.- 508 с.
36 Березкин В.П. Отчёт по модернизации многофункционального аппарата (МФА) ГП 778.01.00.000. – Ямбург, 1990. – 33 с.
37 Регенератор ДЭГа. Расчёты ГП 764.19.01.000РР2. – Подольск: ЦКБН, 1984. – 34 с.
38 Рамм В.М. Абсорбция газов. – М.: Химия, 1966. – 655 с.
39 Гухман Л.М., Щипачев В.Б., Безноскова В.Н. Методические указания по технологическим расчётам систем адсорбционной осушки газа. – Тюмень: ТюменНИИГИПРОГаз, 1979. – 55 с.
40 Берлин М.А., Гореченков В.Г., Волкова Н.П. Переработка нефтяных и природных газов. – М.: Химия. – 1981. – 170 с.
41 Кулиев А.М., Алекперов Г.З., Тагиев В.Г. Технология и моделирование процессов подготовки газа. – М.: Недра. – 1978. – 232 с.
42 Совершенствование систем разработки, добычи и подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера /под. ред. проф. Р.И.Вяхирева. – М.: Наука, 1996. – 415 с.
43 Сепаратор (расчёты) ГПР 809.00.000РР2. – Подольск: ЦКБН, 1993. – 40 с.
44 Хохлов Б.Н. Абсорбер. Расчёты. ГП 502.00.000РР2. – Подольск: ЦКБН, 1988. – 40 с.
45 Модернизация многофункциональных аппаратов типа ГП-502 по методу продольного секционирования. – Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 1994. – 27 с.
46 Технологические расчёты систем абсорбционной осушки газа / В.А.Клюсов, В.Б.Щипачев. - Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 2002. – 141 с.
47 Плановский А.Н, Коган В.М. Процессы и аппараты химической технологии. – М.: Химия, 1968. – 847 с.
48 Окороков А.В. Абсорбер. Расчёты. ГП 1130.01.01.000РР2. – Подольск: ЦКБН, 1990. – 62 с.
49 Нефтепромысловое оборудование: комплект каталогов / под ред. В.Г.Креца, В.Г.Лукьянова.- Томск: Изд-во Томского. университета, 1999.- 988 с.










13PAGE 15





13PAGE 15





13PAGE 15





13PAGE 15









Приложенные файлы

  • doc 22508505
    Размер файла: 2 MB Загрузок: 2

Добавить комментарий