Файл: Курсовая работа по дисциплине Осложненные условия разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений.docx

, что приводит к увеличению давления. Вследствие этого происходит отжатие торцов, они «всплывают» на газовом клине. Устанавливаются уплотнительные зазоры величиной несколько микрон, через которые дросселируется буферный газ.

Очищенный буферный газ через канал номер 1 подается на первую (внутреннюю) ступень уплотнения с давлением, превышающим давление рабочего газа компрессора в области уплотнения. Большая часть газа поступает через лабиринт в проточную часть нагнетателя. Таким образом, предотвращается попадание неочищенного природного газа из проточной части нагнетателя в уплотнение. Меньшая часть газа дросселируется через уплотнительный зазор первой ступени уплотнения и составляет первичную утечку, которая выводится на свечу через канал номер 2.

Вторая (внешняя) уплотнительная ступень работает под давлением, примерно, 0,3 кг/см². Она запирает первичную утечку, а также является страховочной на случай разгерметизации первой ступени.

Концевой лабиринт является еще одной дополнительной уплотнительной ступенью. Барьерный воздух подается в полость перед лабиринтом через канал номер 3. Часть барьерного газа (примерно 75 % от общего объема) попадает в полость за второй ступенью и через канал номер 4 выдувает вторичную утечку (утечка через вторую ступень) на свечу. Таким образом, обеспечивается защита от попадания буферного газа в полость подшипника. Другая часть барьерного газа поступает в полость подшипника.

2.4. Методы определения основных параметров электро-газоперекачивающего агрегата

	1. Температурный показатель политропы: T (2.1) lg( 2н ) T1н mT  P2н ) lg( P1н
где	P1н, P2н - абсолютное давление на входе и выходе группы ЦБН, МПА; T1н,T2н - абсолютная температура на входе и выходе группы ЦБН, по
	Кельвину. 2. Относительная плотность газа:
	 в  1,2044	(2.2)
где	ρ - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3. 3. Средняя температура, по Цельсию:
	t tср  1н t2н 2	(2.3)
где	t1н, t2н - абсолютная температура на входе и выходе группы ЦБН, по Цельсию.

---

Показатель псевдоизоэнтропы:

^k  4,160,0041(tср 10)3,93(в 0,55)5,0(m_T 0,3) (2.4)

k _1

4. 
   Политропный КПД ЦБН:
   

k 1 1 (2.5)

пол   k mT

По версии «Расчетных методов и алгоритмов (трубопроводный транспорт газа)», Сарданашвили С.А., Москва, 2005:

4. 
   Среднее абсолютное давление, МПа:
   

P1н P2н (2.6)

Pср _

2

где	P1н, P2н - абсолютное давление на входе и выходе группы ЦБН, МПА. 6. Средняя температура, по Кельвину: T Tср  1н T2н (2.7) 2
где	T1н, T2н - абсолютная температура на входе и выходе группы ЦБН, по Кельвину.

7. Показатель адиабаты (формула Кобза):

k 1,556(10,074 x_a)3,910^4 T (10,68 x_a)0,208_с  (2.8)

p ^1,43 [384(1 x_a)( p)^0,8 26,4x_a]

( ) 

T T

где p - давление газа абсолютное, МПа; T - температура газа, по Кельвину;

ρ - абсолютная плотность газа при стандартных условиях, кг/м³; x_a - молярная доля азота в газовой смеси.

8. Политропный КПД ЦБН:

_пол (k 1) lg() (2.9)

  

k lg(Tнг )

T_вс

где ε - степень сжатия;

T_вс, T_нг - абсолютная температура на входе и выходе группы ЦБН, по Кельвину; k - показатель адиабаты (изоэнтропы).

---

2.5 Расчет объемного расхода газа на входе в нагнетатель

Исходные данные указаны в таблице 2.8

Таблица 2.8

∆в- относительная плотность газа по воздуху	0,5537
A- размерный коэффициент расхода, м2.5/мин	35,73
Р1н - давление газа на входе в нагнетатель, МПа	5,16
T1н- температура газа на входе в нагнетатель, К	295,8
0- плотность природного газа при 20°С и 0,1013 МПа, кг/м3	0,6672
∆Pк - разность (перепад) давлений на конфузоре, кг/м2	6383

Массовый расход газа в нагнетателе G_н, кг/с, определяют по измеренному перепаду давлений на входном сужающем устройстве

(конфузору) по формуле

( 2.10)





где ∆P_к - разность (перепад) давлений на конфузоре, кг/м², измеряют;

1_н- плотность газа на входе в нагнетатель, кг/м³;

A- размерный коэффициент расхода, м2,5/мин.

(2.11)

---

где Р_1н - давление газа на входе в нагнетатель, МПа, измеряют;

T_1н- температура газа на входе в нагнетатель, К, измеряют;

Z_1н- коэффициент сжимаемости газа на входе в нагнетатель, рассчитывают по формуле

(2.12)

= 0,9068

С помощью этой формулы рассчитан коэффициент сжимаемости газа на входе в нагнетатель.

Используя плотность природного газа при нормальных условиях.

∆_в- относительная плотность газа по воздуху, вычисляемая по формуле

(2.13)



где 0- плотность природного газа при 20°С и 0,1013 МПа, кг/м³, используют данные химлаборатории;

1,2044 - плотность сухого газа при 20°С и 0,1013 МПа, кг/м³.

R- газовая постоянная, кДж/(кг·К), вычисляемая по формуле

(2.14)





Объемный расход газа на входе в нагнетатель Q_1н, м³/мин, рассчитывают по формулам

(2.15)







ВЫВОДЫ: В данной главе были рассмотрены различные системы КС конструкции и их устройство

---

, а так же осложнения их причины, и способы устранения. Рассмотрены методики расчетов различных параметров ЭГПА произведен расчет расхода объемного газа в нагнетателе. Рассмотрена система сухих газовых уплотнений.

---