Входной Гравитационный сепаратор на установке низко-температурной сепарации.

В данной работе описана технология процесса низкотемпературной сепарации природного газа и произведен расчет входного гравитационного сепаратора. Газоконденсатная смесь из добывающих скважин по шлейфам поступает на блок входных манифольдов (БВМ) УКПГ-3. Далее на БВМ происходит распределение потоков к четырем технологическим линияи и одному контрольному сепаратору. Переработка газоконденсатной смеси осуществляется на трех идентичных технологических линиях - 1, 2, 3, и на опытной технологической линии 4, рассмотренной в данной работе.
В результате проведенных в технологической части работы расчетов, рассмотрены материальный и тепловой баланс процесса сепарации газа в проектируемом аппарате, а также основные его характеристики и теплоизоляционный слой.
Диаметр аппарата равен 1600 мм;
Высота ...

РЕФЕРАТ 2
ВВЕДЕНИЕ 4
1 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРОИЗВОДСТВА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ 5
1.1 Основные методы осушки природного газа 5
1.1.1 Физические методы осушки газа 5
1.1.2 Химические методы осушки газа 5
1.1.3 Физико-химические методы осушки газа 6
1.2 Характеристика месторождения и исходного сырья 6
1.3. Описание технологической схемы УКПГ-3 8
1.4 Описание опытной технологической линии сепарации газа 4 9
1.5 Принцип работы вертикального гравитационного сепаратора 13
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ 16
2.1 Материальный расчет 16
2.2 Расчет сепаратора по газу 18
2.3 Расчет сепаратора по жидкости 23
2.2 Тепловые расчёты 25
2.3 Определение теплопередачи и расчет теплоизоляции 26
2.4 Расчёт внутренних устройств 28
2.3.1 Внутренние секции 28
2.3.2 Теплообменники 29
2.3.3 Вспомогательное оборудование 29
Для промывки дна используются два подвода воды диаметром 20 мм. 30
2.3.4 Контрольно-измерительные приборы 31
3 МЕХАНИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ 33
3.1 Прочностный расчет аппарата 33
3.2 Подбор опор колонного аппарата 34
3.3 Расчёт и подбор патрубков для подвода и отвода потоков 37
3.4 Подбор фланцевых соединений 37
4 ПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ТО СЕПАРАТОРА 39
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 47
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 48

Начиная со второй половины ХХ в. газовая промышленность становится наиболее быстро развивающейся отраслью топливно-энергетического комплекса. Продукция этой отрасли обеспечивает потребность всей промышленности (около 45% общего народнохозяйственного потребления), тепловой электроэнергетики (35%), коммунального бытового хозяйства (более 10%). Газ – самое экологически чистое природное топливо и ценное сырье для производства химической продукции. За последние десятилетия мировое потребление природного газа росло более высокими темпами по сравнению с другими видами энергии. В России, имеющей свыше 40% прогнозных топливных ресурсов планеты, доля природного газа в топливно-энергетическом балансе страны за последние 50 лет увеличилась с 1 до 50%.
Интенсивные темпы развития газовой промышленности обусловлены высоким уровнем развития ее подотраслей – добычи, подготовки, транспорта и системы распределения (газоснабжения). В последние годы введены в эксплуатацию гигантские газовые и газоконденсатные месторождения с высокопроизводительными установками комплексной подготовки газа (УКПГ) к транспорту, расположенные в районах Сибири и Крайнего Севера.
Тема данной курсовой работы актуальна, так как в связи с постоянно возрастающим спросом на природный газ необходимы конструктивные решения, направленные на усовершенствование подотраслей газовой промышленности, что позволит рационализировать поставку газа и на внутрироссийские нужды, и на экспорт.
Цель представленной работы является теоретическое рассмотрение процесса сепарации и расчет основных его агрегатов. Основными задачами, выделяемыми в рамках поставленной цели, является рассмотрение технологической схемы производства природного газа на Карачаганакском месторождении в Казахстане, технологический и механический расчет гравитационного вертикального сепаратора, а также рассмотрение основных правил техники безопасности по эксплуатации рассчитанного оборудования.

0,9170,900Плотность пластового газаКг/м³441474Вязкость пластового газамПа с0,0680,084Плотность конденсата пятиступенчатой сепарации при 20ºСкг/м³774,5789,1Вязкость конденсата пятиступенчатой сепарации 20ºСмПа с1,281,95 Таблица 2 - Компонентный состав пластового флюида по Ι объекту разработкиНаименованиеΙ объект разработки Набс =4200мПри однократном снижении давления и температуры до стандартных условийПри ступенчатом снижении давления в рабочих условияхПластовый газВыделившийся газСуммарный газКонденсат ступенчатой сепарацииВыд-ся газВыд-ся конд-т1ст. Рı=12,5МПа Тı=35ºС2ст. Рı=8,0 МПаТı=35ºС3ст. Рı=8,0 МПаТı=5ºС4ст. Рı=3,5 МПаТı=25ºС5ст. Рı=0,1 МПа Тı=20ºССероводород3,7080,1633,1553,6503,1745,43012,9143,770,5723,52Углекислый газ5,8550,0915,6926,5005,8508,4688,4056,010,1315,55Метан+Азот76,1490,35380,76679,36381,83072,31326,51578,30,12872,14Этан6,2500,2075,6846,3495,7298,86916,0676,390,5405,93Пропан3,0210,3682,3072,3542,1103,20915,4532,961,9042,88Бутан1,7320,7581,0370,9200,7921,05910,6841,434,6701,68С5-С62,4765,7611,0310,7210,5070,5939,1941,0621,2452,65С7-С90,79932,6950,2920,1380,0370,0590,7610,0830,6162,48С10-С140,012531,8330,03400,00800,0010,0090,0021,5281,69С15-С17011,7530,0021000007,8970,62С18-С25012,9770000008,2750,69Остаток С26+03,0420000002,0470,16Молекулярная масса остатка485485485485485485485485845485Таблица 3 - Компонентный состав пластового флюида по ΙΙ объекту разработкиНаименованиеΙΙ объект разработки Набс =4200мПри однократном снижении пластового давления и температуры до стандартных условийПри ступенчатом снижении давления в рабочих условияхПластовый газВыделившийся газСуммарный газКонденсат ступенчатой сепарацииВыделившийся газВыделив шийся конденсат1ст.Рı=12,5МПаТı=35ºС2ст.Рı=8,0МПаТı=35ºС3ст.Рı=8,0МПаТı=5ºС4ст.Рı=3,5МПаТı=25ºС5ст. Рı=0,1МПа Тı=20ºССероводород3,7830,1673,0793,5663,1085,22013,1783,840,58023,52Углекис-лый газ5,9770,0935,7346,5625,9208,5318,9746,140,1405,55Метан+азот75,7600,34681,17079,70381,90373,10627,83777,90,13270,3Этан6,3770,2115,6386,2965,7246,66916,6186,520,5565,93Пропан3,0760,3742,2032,2462,0552,96014,9592,991,8352,88Бутан1,7520,7660,9460,8390,7530,9329,6721,404,2211,68С5-С62,5375,9860,9310,6540,5000,5278,0601,0518,6142,78С7-С90,72829,8010,2630,1260,0390,0560,6940,0927,9762,84С10-С140,01231,3520,03500,00900,0020,0090,0023,1532,28С15-С17011,1800,0020000008,2190,81С18-С25015,49900000011,3961,13Остаток С26+04,3190000003,1170,31Молекулярная масса остатка485485485485485485485485485485ПлотностьГаза, кг/м³0,950-13681106,5351,520,89--1.3. Описание технологической схемы УКПГ-3Газоконденсатная смесь из добывающих скважин по шлейфам поступает на блок входных манифольдов (БВМ) УКПГ-3. Далее на БВМ происходит распределение потоков к четырем технологическим линияи и одному контрольному сепаратору. Переработка газоконденсатной смеси осуществляется на трех идентичных технологическиех линиях - 1, 2, 3, и на опытной технологической линии 4. Контрольный сепаратор предназначен для индивидуального замера дебитов газа и конденсата и проведения газодинамических исследований скважин при различных режимах.Каждая технологическая линия включает в себя блок разделения газожидкостной смеси на газовую и жидкую фазы, подготовку газа (осушку) методом низкотемпературной сепарации (НТС) и первичную подготовку нестабильного конденсата.Осушеный газ по экспортным магистральным газопроводам транспортируется для дальнейшей переработки на ОГПЗ. Также, внутрипромысловая развязка трубопроводов предусматривает поставку и прием газа между объектами УКПГ-3, КПК и УКПГ-2. Нестабильный газовый конденсат (далее конденсат) от технологических линий направляется в дегазаторы головных насосных станций 1 и 2 (ГНС-1/ГНС-2), где происходит его частичная стабилизация и дальнейшая транспортировка насосами по экспортным магистральным и внутрипромысловым конденсатопроводам к потребителям - ОГПЗ, КПК, МТУ-400. Газ выветривания выделившийся из нестабильного конденсата при его частичной стабилизации в дегазаторах ГНС-1/ГНС-2, компремируется компрессорами газоввыветривания (КГВ) и закачивается обратно в процесс 1÷4 технологических линий или в экспортные магистральные газопроводы УКПГ-3 – ОГПЗ.Наряду с технологическими линиями, контрольным сепаратором, головными насосными станциями и компрессорами газоввыветривания на УКПГ-3 обустроены:факельные системы высокого, среднего и низкого давления; установка подготовки и утилизации промстоков; блок регенерации метанола; узлы замера газа и конденсата на выходе из УКПГ-3; узлы подключения трубопроводов от КПК и УКПГ-2; вспомогательные площадки (система подогрева теплоносителя, система подготовки топливного газа, склад хим.реагентов, технологическая насосная для подачи реагентов в поток, закрытая дренажная система для опорожнения технологических аппаратов, дренажная система для промливневых стоков, система очистки хоз.бытовых стоков, система электрообогрева, системы обнаружения газа и пожара, парогенераторы).1.4 Описание технологических линий сепарации газа 1, 2, 3Технологические линии 1, 2, 3 полностью идентичны, т.е. имеют одинаковую технологию процесса, включают в себя одинаковое по габаритам и назначению оборудование. Обозначение аппаратов по различным линиям аналогично, первая цифра соответствует номеру линии.В описании технологии обозначение аналогичных аппаратов всех технологических линий 1, 2, 3 указано через дробную черту, обозначения аналогичных клапанов указано через « х ».Управление и контроль за технологическим процессом 1÷3 осуществляется с главной операторной УКПГ-3 (далее главная операторная) при поддержке программного обеспечения «Invensys» (Foxboro).Технология следующая: после распределения общего промыслового потока с блока входных манифольдов поток газожидкостной смеси по входному коллектору поступает во входной сепаратор первой ступени С-101А/201А/301А, где при давлении 110÷128 бар. отделяется основная часть жидкой фазы (около 80%). С целью создания эффективных условий для сепарации и уменьшения уноса капельной жидкости с отсепарированным газом, сепаратор С-101А/201А/301А оснащен системой пеногашения фирмы «Порта-Тест Системс Инк.». Для предотвращения отложения парафинов, температура в сепараторе поддерживается в пределах 25÷40˚С подогревателем Е-109/209/309 установленным на входе технологической линии.После сепарации в С-101А/201А/301А газ, объединившись с потоком газа от контрольного (тестового) сепаратора С-401, общим потоком поступает в промежуточный сепаратор первой ступени С-101В/201В/301В для отделения остаточной жидкости и, далее, на осушку газа методом НТС. На линии подготовки газа расположены два последовательных рекуперативных теплообменника «газ-газ» Е-101А/201А/301А и Е-101В/201В/301В, где поток газа охлаждается до 0 - +10˚С встречным потоком холодного газа из низкотемпературного сепаратора второй ступени С-102А/202А/302А. После предварительного охлаждения газ поступает на редуцирующий клапан FV-х312 где дросселируется с 128 бар. до давления 82 бар. В результате дросселирования за счет эффекта Джоуля-Томпсона газ охлаждается до -15˚С и далее, смешаваясь с теплым газом из трехфазного сепаратора второй ступени С-103/203/303, при давлении до 82 бар. и температуре до -10˚С поступает в низкотемпературный сепаратор второй ступени С-102А/202А/302А. Во избежании образования гидратов, перед редуцирующим клапаном в поток газа вводятся ингибиторы гидратообразований (метанол/ЕС6481А). Далее холодный поток осушенного газа из низкотемпературного сепаратора через рекуперативные теплообменники «газ-газ» Е-101А/201А/301А и Е-101В/201В/301В (охлаждая встречный поток газа из сепараторов первой ступени) направляется на узел учета продукции и, объединившись с потоками газа 4 технологической линии и КПК, направляется в магистральные газопроводы УКПГ-3 – ОГПЗ или в внутрипромысловый соеденительный газопровод КПК – УКПГ-3-УКПГ-2.Жидкая фаза из низкотемпературного сепаратора С- 102А/202А/302А поступает в разделитель жидкости С-102В/202В/302В, представляющий собой горизонтальный трехфазный сепаратор с нагревательным пучком внутри, где после нагрева 16÷25˚С из конденсата выделяется остаточный газ, а также водометанольная смесь (попутно добываемая пластовая вода + метанол). Газовая фаза возвращается обратно в низкотемпературный сепаратор, а конденсат смешавшись с потоком конденсата из трехфазного сепаратора С-103/203/303 направляется в подогреватель Е-108/208 (на технологической линии 3 аналогичный теплообменник отсутствует) , где подогревается до 25÷40˚С и далее, направляется на площадку частичной стабилизации ГНС-1 / ГНС-2. Водометанольная смесь направляется последовательно на установку подготовки промышленных стоков для дальнейшей утилизации.Выделившаяся в сепараторах первой ступени жидкая фаза поступает в подогреватель Е-105/205/305, где нагревается до температуры 25÷40˚С и, поступает в горизонтальный трехфазный сепаратор второй ступени С-103/203/303, где процесс сепарации происходит при давлении до 82 бар. Также, в поток газожидкостной смеси перед теплообменником Е-105/205/305 предусмотрена подача жидкости из контрольного (тестового) сепаратора.