Особенности расчета и проверки теплообменных аппаратов

Применяемые теплообменные аппараты по конструктивному исполнению подразделяются на 3 типа:

1) кожухотрубчатые аппараты жесткого типа, в которых трубы жестко заделаны в решетки и таким образом связаны с корпусом;

2) аппараты с плавающей головкой и с u-образными трубами, в которых одна из решеток может свободно перемещаться вместе с трубами относительно корпуса;

3) теплообменники типа «труба в трубе», аналогичные конструкции 1-го типа.

Подбор теплообменников приведен в [14]. Ниже даются особенности механического расчета теплообменных аппаратов.

В аппаратах жесткого типа (1-й и 3-й тип) при разнице температур и коэффициентов линейного расширения внутренних трубок 2 и корпуса 3 (рис. 7.26) возникает температурное усилие

Температурные напряжения в трубах и корпусе соответственно таковы:

При наличии компенсатора 4 и длине теплообменника 1 температурное усилие :

 

где Еl - модуль продольной упругости материала компенсатора; m - параметр компенсатора [13].

Если температура, при которой изготовлен теплообменник, равна tp, то вместо tp и tк подставляют (tm— tn) и (tк- tn).

В теплообменнике с компенсатором легко подсчитать усилия при рабочих давлениях (указанных на рис. 7.16.):

Суммарное усилие

Здесь D_K — диаметр линзы компенсатора, dн и dв - наружный и внутренний диаметры трубы, n — число труб.

В теплообменнике без компенсатора вместо D_K следует подставить внутренний диаметр корпуса теплообменника D. Суммарное усилие на одну трубу:

где q - усилие на одну трубу от общего усилия Q; q_T - температурное усилие; 

В суммарном усилии на одну трупу qr принимают со знаком плюс, если корпус нагрет больше, чем трубы, и со знаком минус, если трубы нагреты больше, чем корпус. Это следует учитывать при распределении технологических потоков в теплообменнике.

Удельная нагрузка от давления на единицу длины окружности развальцовки трубы (МН/м)

Для обеспечения прочности развальцовки удельная нагрузка от давления а0 не должна превышать [s₀] = 0,04МН/м при развальцовке труб в отверстиях без канавок и [s₀ ] = 0,07 МН/м в отверстиях с канавками.

Удельная нагрузка на развальцовку от действия суммарного усилия с учетом давления и температуры (МН/м)

Допускаемая удельная нагрузка на развальцовку [s_c] берется в 2 раза выше [s₀].

В случае приварки труб к трубной решетке размер катета сварного шва:

где j= 0,8 - коэффициент прочности сварного шва; С - прибавка на коррозию (С =1,0 мм для труб из углеродистых сталей и С= 0 для труб из высоколегированных хромоникелевых сталей).

Если принять допускаемое напряжение на срез сварного шва

При этом к > S + 0,5 мм (5- толщина стенки трубы).

7.8. Насосные и компрессорные станции системы сбора и подготовки продукции добывающих скважин

Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа - под давлением сепарации.

Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.

К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных установок с откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН - блочная насосная; первое число - подача насоса по жидкости в м3/сут; второе - давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.

Ко второму типу относятся ДНС-5000, ДНС-7000, ДНС-14 ООО, ДНС-20 ООО, где число указывает на подачу насосных агрегатов в м3/сут. Давление нагнетания насосов 1,9-2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9хЗ или 5МС-10х4(5МС-10x5, 5МС-10х7). В указанных ДНС имеются соответственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каждой станции одна технологическая единица резервная. Помимо этого, ДНС включает блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а также распределительное устройство и свечу (факельное хозяйство) аварийного сброса газа. Схема дожимной насосной станции представлена на рис. 7.27.

В последнее время на многих промыслах начато внедрение дожимных насосных станций с так называемыми «мультифазными» насосами. В качестве таких насосов применяют двухвинтовые насосы, которые могут стабильно работать на газожидкостной смеси с

содержанием свободного газа на приеме насоса до 50%. Применение такой технологической схемы позволяет значительно упростить схему ДНС, убрав из состава оборудования сепараторы, компрессорные установки, газопроводы и факельное хозяйство. Применение мультифазных насосов позволяет:

-   увеличить отбор газожидкостной эмульсии из добывающих скважин за счет снижения давления в промысловой системе сбора;

-   отказаться от строительства новых ДНС;

-   ликвидировать газовые факелы путем транспортировки газа вместе с жидкостью до УКПН с объектов, не обустроенных системой газосбора.

Двухвинтовые насосы не имеют силового зацепления винтов, зазор между винтами составляет 0,2-0,5 мм, что позволяет машине работать с сильногазированной и загрязненной жидкостью. Синхронизация вращения винтов обеспечивается силовой зубчатой передачей, которая вынесена за пределы гидравлической части насоса (рис. 7.28).

В настоящее время на нефтяных промыслах России применяется несколько типов мультифазных насосных установок, которые рассмотрены ниже.

Отечественные мультифазные насосы A3 2ВВ 63/25-50/25 и А5 2ВВ 63/25-50/25 (с укороченными винтами) прошли промысловые испытания и применяются на нефтяных промыслах ОАО «Татнефть».

Мультифазный насос типа A3 2ВВ 63/25 обеспечивает перекачку водонефтяных эмульсий с содержанием газа до 90%. Содержание сероводорода в газе - до 2%, максимальное содержание механических частиц - 0,02%, температура перекачиваемой среды - от 5 до 80°С.

Подача газожидкостной смеси (ГЖС) 63-100 м3/час

Давление насоса до 2,0 МПа

Максимальное давление на приеме                      до 2,5 МПа

Мощность электродвигателя    110 кВт

Частота вращения винтов 1490 об/мин

Насос выполнен на базе двухвинтового насоса и оборудован сменными винтами, сменной обоймой из антифрикционного чугуна, торцевыми уплотнениями. Срок службы насоса до капитального ремонта при непрерывной работе 24 час/сут- 1,5 года.

На рисунке 7.29 [8] приведены усредненные характеристики насоса A3 2ВВ 65/25 (зависимости подачи газожидкостной смеси от давления нагнетания) при различном содержании свободного газа на приеме насоса.

Насос типа МВН (выпускается НПК «Турбонасос», г. Воронеж) предназначены для перекачки газожидкостных и многофазных смесей в составе модульной насосной станции.

Многомодульная многофазная насосная станция (ММНС) на базе насосов МВН имеет два отсека: отсек фильтров — для приема и распределения многофазной смеси по насосным отсекам; насосный отсек - содержит от 2 до 5 насосных модулей в зависимости от требуемой производительности станции (табл. 7.6). Все модули — однотипные и состоят из многофазного винтового насоса, электропривода, станции смазки и охлаждения, а также элементов общих систем. Один из модулей комплектуется системой регулирования подачи.

Таблица 7.6 Типоразмеры модульных многофазных станций

Подача (м^ч)	60	150	300	500
Давление насоса (МПа)	2	2	3	3
Максимальное содержание газа (%)	95	95	97	98

Из зарубежных конструкций наибольшее распространение на нефтяных промыслах отечественных нефтяных компаний получили многофазные двухвинтовые насосы фирмы «Борнеманн». Техническая характеристика многофазного насоса MW 7.3 ZK-33 фирмы «Борнеманн» представлена в таблице 7.7.

Подшипники на ведущем конце вала смазываются консистентной смазкой каждые 800 часов работы через ниппеля для смазки.

Подшипники и шестерни на ведомом конце вала смазываются маслом, масло в коробке шестеренок меняется через 2000 часов работы.

Технические данные насоса MW 7.3 ZK-33

Марка насоса	MW 7.3 ZK-33
Подача насоса	20-62,5 м'/час
Давление на приеме насоса	Минимальное 0-0,3 МПа Максимальное 1 МПа
Перепад давления	Максимальный 2,5 МПа
Температура перекачиваемой среды	Не более 80°С
Температура нагрева подшипников	Не более 120°С
Число оборотов электродвигателя	Минимальное 500 об/мин Максимальное 1490 об/мин
Нагрузка электродвигателя	Рабочая 60-70 ампер Максимальная 100 ампер
Содержание газа	До 100%

В блоке управления многофазными насосами фирмы «Борне- манн» установлен контроллер с монитором для регистрации параметров насосного агрегата (давление на приеме и выкиде, частота вращения ротора электродвигателя, нагрузка, мощность, загрузки электродвигателя, температура подшипников и ГЖС).

Блочная нефтяная насосная станция (БННС) предназначена для перекачки нефти или водонефтяной смеси или для нагнетания товарной нефти. Блочная нефтяная насосная станция построена так же, как и блочная кустовая насосная станция в системе поддержания пластового давления. Насосные блоки станции несут подпорные на-сосы с приводом и основные насосы с приводом.

Подпорными насосами служат насосы 8НДв подачей 500 м3/ч и напором 67 м. Они приводятся в действие электродвигателями во взрывобезопасном исполнении мощностью 160 кВт. Основной насос НК-560/335-300 имеет подачу 335 м3/ч при напоре 300 м.

БННС для товарной нефти имеет блок с замерной установкой типа «Рубин». Одна из блочных нефтяных насосных станций БННС-10 000-30 состоит из девяти блоков: три блока с основными насосами, два с подпорными, два с распределительными устройствами на 6 кВ, один блок трансформаторов и один блок управления и трубопроводной обвязки. Каждый блок имеет металлическую раму в виде саней, на которых установлено оборудование. На сани опирается и утепленное укрытие. В насосных блоках установлены консольные краны для обслуживания и мелкого ремонта. БННС-10000- 30 может работать при наружной температуре от + 40 до - 50 °С.

Блочная станция для товарной нефти рассчитана на плотность перекачиваемой среды 600-900 кг/м3, вязкость до 1,5 см2/с, обводненность до 1% с механическими примесями до 0,2% и температуру жидкости от 5 до 60 °С.

Для перекачки попутного (нефтяного) газа на нефтепромыслах после сепараторов применяются двухвинтовые компрессоры (рис.7.30).

Компрессорные установки, изготавливаемые на базе винтовых газовых компрессоров с подачей 10-50 м3/мин, по условиям всасывания применяются в нефтяной промышленности для сбора и внутрипромыслового транспорта нефтяного газа после концевых ступеней сепарации, включая «горячую» вакуумную сепарацию газа и затрубного газа из насосных скважин. По назначению эти компрессоры подразделяют на две группы:

-   компрессоры 5ВКГ-10/6, 7ВКГ-30/7 и 7ВКГ-50/7, предназначенные для сбора нефтяного газа с давлением на приеме, близким к атмосферному, и давлением нагнетания 0,6-0,7 МПа;

-   компрессор 6ГВ-18/6-17, дожимающий газ с начального давления 0,6 до 1,7 МПа

Техническая характеристика компрессорных установок типов 5ВКГ, 6ГВ и 7ВКГ приведена в таблице 7.8.

Таблица 7.8 Техническая характеристика винтовых компрессоров

Показатели	Компрессорная установка
	5ВКГ-10/6	6ГВ-18/6-17	7ВКГ-30/7	7ВКГ-50/7
Подача по условиям всасывания,	10	18	30	50
м3/мин
Давления газа на всасывании, МПа	0,08-	0,6	0,08-0,12	0,08-0,12
Давление нагнетания, МПа.	0,10,6	1,7	0,7	0,7
Температура газа на приеме, °С	25	15-45	5-45	5-45
Температура газомасляной смеси	80-100	100	100	100
на нагнетании, °С
Габаритные размеры, мм:
Длина	1250	1200	1250	1190
Ширина	577	680	802	809
Высота	729	635	670	670
Масса, кг	514	965	989	1100
Роторы - ведущий и ведомый:
Днаметр d, мм	200	250	315	315
Длина 1, мм	180	338	284	425
Отношение L/d	0,9	1,35	0,9	1,35
Мощность, потребляемая
компрессором, кВт	64,5	308	179	270

Компрессорная установка 5ВКГ-10/6 (7ВКГ-30/7; 7ВКГ-50/7; 6ГВ-18/6-7)

Компрессорная установка - автоматизированная, включает в себя следующие блоки:

— компрессорный агрегат, в который входят компрессор, электродвигатель, фильтры масла, маслоотделитель, трубопроводы, запорная и регулирующая арматура, вспомогательное оборудование. Все узлы смонтированы на общей раме;

— блок маслоохладителя, состоящий из охладителя, вентилятора с электродвигателем и диффузора;

-местный блок автоматики;

— дистанционный блок автоматики.

Компрессорный агрегат и местный блок автоматики могут работать на открытой площадке, а дистанционный блок автоматики - только под навесом.

Корпус компрессора — из серого чугуна, составной, с вертикальными разъемами; состоит из камер всасывания и нагнетания и блока цилиндров. В корпусе размещены роторы, подшипники и другие узлы.

Роторы (ведущий и ведомый) — стальные, на средней утолщенной части их нарезаны многозаходные винты (зубья) специального профиля. Ведущий ротор имеет четыре зуба, ведомый - шесть зубьев. Каждый ротор опирается на два опорных роликоподшипника. Для восприятия осевых усилий на роторах установлены радиально- упорные шарикоподшипники. Отношение длины ротора к его диаметру составляет от 0,9 до 1,35.

Уплотнение на выходном конце ведущего ротора - торцовое графитовое.

Система смазки — циркуляционная, под давлением; впрыск масла осуществляется в полость сжатия компрессора для смазки и охлаждения винтов и подшипников.

Система автоматики обеспечивает управление установкой, контроль основных параметров и защиту от аварийных режимов работы.

⇐ Предыдущая74757677787980818283Следующая ⇒

Поделиться: