Выпускная работа «Разработка предложений и их технико-экономическое обоснование по совершенствованию технологии сбора и подготовки нефти на Игольско-Таловом месторождении НГДУ «Васюганнефть» (стр. 18 )

Для увеличения выхода и снижения упругости паров товарной нефти и повышения ряда других технико-экономических показателей нефтепромыслового хозяйства применяют многоступенчатую сепарацию нефти и газа. Она позволяет более полно использовать естественную энергию пласта для транспорта и подготовки нефти и газа, выделить из газа большую его часть в виде почти сухого газа, направляемого на использование без переработки, получить более стабильную нефть.

Однако изучение экспериментальных данных по одноступенчатому и многоступенчатому сепарированию газонефтяных смесей показывает, что увеличение числа ступеней сепарации более двух сравнительно мало изменяет выход нефти по сравнению с двухступенчатой сепарацией, но заметно усложняет и удорожает нефтегазосборную систему.

Таким образом, возникает задача по отысканию наиболее целесообразного варианта процесса сепарации, которая может быть решена на основе соответствующего технико-экономического анализа с учетом данных конкретных условий. Известно, что эффективность многоступенчатой сепарации особенно ощутима для месторождений легкой нефти с высокими газовыми факторами и давлениями на головках скважин.

Давление первой ступени сепарации зависит от принятого давления в нефтегазосборной системе, которое в значительной мере определяется запасами избыточной энергии пласта.

Давление в нефтегазосборных системах независимо от способа эксплуатации скважин должно быть достаточно высоким, обеспечивающим совместный транспорт продукции скважин до централизованных сборных пунктов без применения промежуточных перекачивающих станций. Однако в конкретных условиях не всегда удается это осуществить.

Выбор давлений в промежуточных ступенях сепарации осуществляется на основе комплексного рассмотрения вопросов сбора нефти и газа и их подготовки к магистральному транспорту и использованию. При этом учитываются задачи промысловой переработки газа, в частности, требования к глубине отбора из газа этана, пропана и бутанов, извлечение которых требует наличия определенного давления и т. п.

Требования к сепарации значительно возрастают, если на месторождении нет специальной установки для стабилизации нефти.

76

3.10 Анализ работы расширительной камеры (каплеуловителя)

факельной системы

Рис. 14 Расчетная схема определения эффективности работы расширительной камеры факельной системы.

Определяем скорость движения газа в расширительной камере диаметром 0,5 м:

77

Определяем площадь сечения расширительной камеры:

где

- объем выделившегося газа в КСУ при рабочих

параметрах, м3/сут (пункт 3.7)

Относительную скорость движения капель нефти диаметром 50мкм определим по формуле Стокса:

Определим время, необходимое капли, для того, чтобы упасть на дно камеры:

Эти капли будут полностью уноситься на факел. Высота от верхней образующей, ниже которой все капли будут

оставаться в уловительной камере

Определим время задержки капель в расширительной камере:

Определим скорость, которую не должна превышать капля нефти, чтобы остаться в расширительной камере

Определим диаметр капель, которые полностью будут оставаться в уловительной камере:

Отсюда можно сделать вывод, что все капли с диаметром менее 80 мкм не будут задерживаться в уловительной камере и поэтому будут уноситься на факел.

3.11 Расчет кожухотрубчатого теплообменника

Расчет производился по методике приведенной в [12].

Расчет теплообменного аппарата включает определение необходимой поверхности теплопередачи, выбор типа аппарата и нормализованного варианта конструкции, удовлетворяющих заданным технологическим условиям оптимальным образом. Кожухотрубчатые теплообменники могут использоваться в качестве холодильников, конденсаторов и испарителей. На рисунке 15 изображен кожухотрубчатый двухходовый по трубному пространству теплообменник, предназначенный для теплообмена между теплоносителями без изменения их агрегатного состояния. В соответствии с ГОСТ 15120-79 кожухотрубчатые теплообменники могут быть двух типов: Н - с неподвижными трубными решетками и К - с линзовым компенсатором неодинаковых температурных удлинений кожуха и труб. Наибольшая допускаемая разность температур кожуха и труб для теплообменников типа Н может составлять от 20 до 60 °С, в зависимости от материала труб и кожуха, от давления в кожухе и от диаметра аппарата.

Теплообменники могут устанавливаться горизонтально и вертикально, быть одно-, двух-, четырех - и шестиходовыми по трубному пространству. Трубы могут быть изготовлены из углеродистой или нержавеющей стали, а по ГОСТ 15120-79 - также из латуни. Кожух, распределительные камеры и крышки изготовляют из углеродистой или нержавеющей стали.

Поверхность теплопередачи нормализованных теплообменников, а также параметры конструкции, необходимые для уточненного определения требуемой поверхности, гидравлического сопротивления и массы аппаратов приведены в [12].

Рис. 15 Кожухотрубчатый двухходовый (по трубному пространству) теплообменник

1- крышка распределительной камеры; 2- распределительная камера; 3- кожух; 4- теплообменная труба; 5- перегородка с сегментным вырезом; 6- линзовый компенсатор; 7- штуцер; 8- крышка.

Исходные данные:

необходимо охладить

Горячую нефть после КСУ в количестве

Нефть при средней температуре имеет следующие физико-химические

характеристики: Плотность

Теплопроводность

Удельная массовая теплоемкость

Коэффициент объемного расширения

Вязкость

Охлаждение осуществляется сырой нефтью с

1) Тепловая нагрузка :

80

1) Расход сырой нефти определяется из уравнения теплового баланса:

где

теплоемкость сырой (холодной) нефти при ее

Остальные

средней температуре

физические характеристики холодной воды при этой температуре

2) Среднелогарифмическая разность температур в теплообменнике:

3) Ориентировочный выбор теплообменника.

Решение вопроса о том, какой из теплоносителей

направить в трубное

пространство, определяется его давлением, коррозионной активностью, способностью загрязнять поверхности теплообмена и др. [12]. В данном случае сырую (холодную) нефть целесообразно направлять в межтрубное пространство, а горячую нефть после КСУ в трубное пространство.

соответствующее

Примем ориентировочное значение

развитому турбулентному режиму течения в трубах. Очевидно, такой режим возможен в теплообменниках, у которых число труб п, приходящееся на один

ход по трубам диаметром

равно

Для труб диаметром

Минимальное ориентировочное значение коэффициента теплопередачи, соответствующее турбулентному течению теплоносителей,

равно [12]