Проектування та експлуатацСЦя СемиренкСЦвського газоконденсатного родовища
Дипломная работа - Разное
Другие дипломы по предмету Разное
ивостСЦ газу;
(2.3.2)
Сепаратори приймаються з максимальним дСЦаметром 1,6 м. ПриймаСФмо для розрахунку дСЦаметр сепаратора 1,6; 1,4; 1,2; 1 м.
;
;
;
;
ВизначаСФмо добову пропускну здатнСЦсть кожного дСЦаметра сепаратора:
По результатам обчислення вибираСФмо необхСЦдну кСЦлькСЦсть сепараторСЦв для забезпечення заданоi витрати газу:
(2.3.3)
Висновок: за даними розрахункСЦв обираСФмо один сепаратор з дСЦаметром 1,6 м СЦ пропускною здатнСЦстю по газу - 934 тис. куб. м /добу.
.4 Визначити точку початку гСЦдратоутворення
ВихСЦднСЦ данСЦ: Р1=8,9 МПа; Р2=7,1 МПа; tп=42C; tк=t0=20C; ?=0,62 кг/м3 (значення вСЦдносноi густини газу беремо з пункту 2.2.2); k=1,89 Вт/ м2 ,Dз=640 мм; ?ст=10мм; L=20 км; q=850 тис. м3/добу; M=17,966 кг/кмоль.(значення середньоi молекулярноi маси газовоi сумСЦшСЦ, беремо з пункту 2.2.2).
Середньокритичний тиск:
МПа,
Середньокритична температура:
К
Середньокритична густина:
кг/м3
КоефСЦцСЦСФнт надстисливостСЦ газу z визначають при середньому тиску Рср СЦ при середнСЦй температурСЦ Тср по довжинСЦ трубопроводу
КоефСЦцСЦСФнт надтисливостСЦ газу при Рср СЦ Тср
Фактор ацентричностСЦ
Густина газу ?г(Р,Т) (кг/м3) залежить вСЦд тиску Р (МПа) СЦ температури Т (К) СЦ визначаСФться наступною формулою:
, ( 2.4.1 )
де 1,205 кг/м3 - густина повСЦтря при стандартних умовах (Рат=0.1013МПа, Тст=293К);(Р,Т) - значення коефСЦцСЦСФнту надстисливостСЦ газу при Р (МПа) СЦ Т (К).
Приведена густина газу ?пр при даних Р (МПа) СЦ Т (К)
Якщо 0,3<?пр2 то:
ВязкСЦсть газу ?ат(Т) (мПас) при атмосферному тиску Рат СЦ температурСЦ Т (К)
ВязкСЦсть газу при даних Р СЦ Т
КоефСЦцСЦСФнт Джоуля-Томпсона:
Молярна теплоСФмкСЦсть газу при СЦзобарному процесСЦ розраховують по формулСЦ Гухмана Л.М. СЦ НагарСФвой Т.В.:
Масова теплоСФмкСЦсть газу :
ВизначаСФмо внутрСЦшнСЦй дСЦаметр трубопроводу:
КритерСЦй Рейнольдса Re виражаСФ спСЦввСЦдношення динамСЦчних сил до в'язкСЦсних сил СЦ визначаСФться по такСЦй формулСЦ:
(2.4.2)
де, ? - динамСЦчна вязкСЦсть рСЦдини, ПатАвс; -густина газу при н.у.(береться з пункту 2.2.2)
> 2320 - турбулентний рух
Число Рейнольдса перехСЦдне:
квадратичний режим руху
В основСЦ всСЦх гСЦдродинамСЦчних розрахункСЦв, при русСЦ газу по трубопроводу, лежить теоретична формула масовоi витрати G для усталеноi СЦзотермСЦчноi течСЦi:
( 2.4.3 )
де G - масова витрата газу, кг/с; Р1 СЦ Р2 - вСЦдповСЦдно тиск на початку СЦ в кСЦнцСЦ трубопроводу, Па; D - внутрСЦшнСЦй дСЦаметр газопроводу, м; Т - абсолютна температура, К; z - коефСЦцСЦСФнт надстисливостСЦ газу; L - довжина газопроводу, м; ? - коефСЦцСЦСФнт гСЦдравлСЦчного опору; Rг - газова постСЦйна, Дж/(кгК).
ОбСФмна витрата:
Параметр Шухова а визначають по формулСЦ:
, ( 2.4.4 )
- зовнСЦшнСЦй дСЦаметр трубопроводу, м ; К - повний коефСЦцСЦСФнт теплопередач вСЦд рСЦдини в навколишнСФ середовище, ; Q - обСФмна витрата рСЦдини, ; - густина газу, ; с - масова теплоСФмкСЦсть рСЦдини,
Звязок мСЦж початковою СЦ кСЦнцевою температурою нафти, а також температурою навколишнього середовища встановлюють по формулСЦ В.Г.Шухова :
, (2.4.5)
де СЦ - вСЦдповСЦдно початкова СЦ кСЦнцева температура нафти, ; - температура навколишнього середовища, ; - довжина трубопроводу, м.
(2.4.6)
ПриймаСФмо: х=0; 50; 100;150;200;250;300;400;500;1000;10000;20000 м
хtx031550311,477234100308,5185535150306,0336339200303,9466138250302,1937793300300,7216187400298,4467433500296,84207171000293,6709781000029320000293
РозподСЦл тиску:
(2.4.7)
XP008,910008,81873006720008,73670418440008,57029754460008,40059521780008,227393269100008,050465825140007,684399781180007,3200007,1
СереднСЦ значення тискСЦв:
(2.4.8)
PcpL8,8594270-10008,7777811000-20008,6537682000-40008,4857294000-60008,3142956000-80008,139258000-100007,86885210000-140007,49384314000-180007,20046318000-2000
Температуру гСЦдратоутворення tго (оС) в залежностСЦ вСЦд тиску Р (МПа) визначають по формулСЦ :
го=18,47?(1+lg?P)-B (2.4.9)
де В - коефСЦцСЦСФнт , який залежить вСЦд вСЦдносноi густини газу.
При ?=0,62 кг/м3 ,В=16,450-1000=18,47?(1+lg?8,859)-16,45+273=292,518 К1000-2000=18,47?(1+lg?8,777)-16,45+273=292,444 К2000-4000=18,47?(1+lg?8,654)-16,45+273=292,33 К4000-6000=18,47?(1+lg?8,485)-16,45+273=292,172 К6000-8000=18,47?(1+lg?8,314)-16,45+273=292,01 К8000-10000=18,47?(1+lg?8,134)-16,45+273=291,838 К10000-14000=18,47?(1+lg?7,869)-16,45+273=291,567 К14000-18000=18,47?(1+lg?7,5)-16,45+273=291,175 К18000-20000=18,47?(1+lg?7,2)-16,45+273=290,855 К
Ltго0-1000292,51858221000-2000292,44431622000-4000292,33018054000-6000292,17288896000-8000292,00917568000-10000291,838493710000-14000291,567483314000-18000291,175794218000-2000290,855447
Висновок: таким чином, як видно з графСЦку, гСЦдрати по всСЦй довжинСЦ газопроводу не утворюються.
3. ТехнСЦка безпеки при обслуговуваннСЦ установок пСЦдготовки газу, нафти СЦ конденсату до транспортування
Установки комплексноi пСЦдготовки газу, груповСЦ та газозбСЦрнСЦ пункти
.1. На установках комплексноi пСЦдготовки газу повинна бути така документацСЦя:
а) СЦнструкцСЦi з охорони працСЦ за професСЦями та видами робСЦт, з якими персонал УКПГ ознайомлений пСЦд розписку;
б) технологСЦчний регламент УКПГ та фонду свердловин;
в) порядок пуску та зупинки УКПГ та свердловин при нормальному режимСЦ роботи;
г) СЦнструкцСЦя з аварСЦйноi зупинки УКПГ;
ТС) план локалСЦзацСЦi та лСЦквСЦдацСЦi можливих аварСЦйних ситуацСЦй СЦ аварСЦй;
д) графСЦк перевСЦрки запобСЦжних клапанСЦв;
е) журнал контролю якостСЦ газу, що подаСФться в магСЦстральний газопровСЦд чи в мСЦжпромисловСЦ газозбСЦрнСЦ колектори;
Copyright © 2008-2014 studsell.com рубрикатор по предметам рубрикатор по типам работ пользовательское соглашение