Министерство образования Республики Татарстан

Альметьевский нефтяной институт

Кафедра

Автоматизации и информационных технологий

КУРСОВАЯ РАБОТА

на тему

«Моделирование математического процесса теплообмена

в теплообменнике типа “труба в трубе”»

Выполнил: студент гр.38-61

Шакиров Р.И.

Проверил: преподаватель кафедры

Тугашова Л.Г.

Альметьевск 2002 год.

Описание технологического процесса КУПВСН.

Сырая нефть (газожидкостная смесь) с бригад №1,2,3 нефтепромысла №3 НГДУ, разделенные потоками поступает в горизонтальные сепараторы холодной ступени сепарации (отбор газа от нефти). В сепараторе отбирается основной объем газа. Отрегулированный газ из сепараторов первой ступени сепарации через газоосушитель откачивается компрессором на Миннибаевский ГПЗ. В случае отказа и не принятия газа на МГПЗ предусмотрена подача газа на факельный стояк, где сжигается. Дегазированная эмульсия на КУПВН и ДНС-3 ЦДНиГ №3, ДНС-2 и ЦДНиГ №2 и ДНС-1539 ЦДНиГ №1, ДНС-10 ЦДНиГ №6 направляется через узел учета в блок предварительного холодного сброса. Узел учета служит для определения количества поступающей жидкости отдельно по каждому ЦДНиГ в бригаде. Для улучшения процессов обезвоживания и обессоливания в нефть перед узлом учета подается на деэмульгатор. После узла учета сырая нефть общим потоком направляется в блок предварительного холодного сброса воды (отстойники 1,2,3).

Вся жидкость с промыслов после предварительного холодного сброса общим потоком поступает в каплеобразователь. Каплеобразователь – труба диаметром 500мм, длиной 80м, предназначен для разрушения бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды, укрупнение глобул и расслаивания потока на нефть и воду перед отстаиванием эмульсии. Укрупнение капель происходит непосредственно в потоке нефти на стенках каплеообразователя за счет турбулентности потока. На вход в каплеообразователь подается дренажная вода из отстойников первой и второй ступени горячего отстоя. Температура дренажной воды 40-50⁰ С. Тепло дренажной воды и остаточный регент в ней способствует уменьшению глобул и расслоению на нефть и воду. Подготовленная в каплеобразователе эмульсия поступает в отстойники предварительного сброса воды №1-3. Ввод эмульсии в отстойники осуществляется через специальное распределительное устройство, способствующее быстрому отделению воды от нефти под водяную подушку (гидрофильного фильтра), капельки воды сливаются с каплями фильтра, а нефть всплывает на поверхность водной подушки. Для получения нефти с наименьшим содержанием воды в отстойниках предварительного холодного сброса необходимо поддерживать водяную подушку толщиной 90-150 см.

Контроль за межфазным уровнем осуществляется с помощью прибора “Элита” на отстойниках 1,2,3,6,7,8 и визуальна через контрольные краники. Сброс воды из отстойников производится автоматически клапанами-регуляторами исполнения ВЗ (воздух закрывает). При увеличении уровня выше допустимого сигнала прибора ”Элита” поступает через вторичный прибор и КПС (электромагнитный клапан) на клапан-регулятор. Клапан открывается и происходит сброс воды. При уменьшении уровня клапан закрывается.

Нефть из отстойников предварительного сброса через буферную емкость Е-4 поступает на прием сырьевых насосов, куда подается деэмульгатор в количестве 15-25 г/т.

Сырьевыми насосами типа ЦНС-180/120 нефть прокачивают через трубные пространства теплообменников 1, 1+6 две гурьевские печи, третья в резерве, отстойниках первого горячего отстоя. В трубах теплообменников сырая нефть подогревается теплом уходящей с установки готовой нефти до 20-30⁰С, после чего поступает в гурьевские печи. В гурьевских печах происходит нагрев до 50-60⁰С за счет тепла сжигаемого девонского газа. Нефть в печах движется двумя потоками. Нагретая нефть из печей общим потоком через отстойники первой группы №6-9 и второй группы №13 горячего отстоя, горизонтальные электродегидраторы IЭГ-160 № I+3 затрубное пространство теплообменников Т- I+3 поступает в буферные емкости Е-7 V=200 м³ , №5+IO и РВС – 5000.

Технологическая обвязка отстойников предварительного холодного сброса воды, первая группа горячего отстоя осуществлена так, что они могут работать параллельно, последовательно и взаимозаменять друг друга. В отстойниках первой и второй группе горячего отстоя происходит обессоливание нефти в электрическом поле. Обессоливание производится за счет вымывания солей из нефти пресной водой подаваемой в поток нефти перед электродегидраторами (периодически при ухудшении качества). Пресная вода перемешивается с нефтью, образует нестойкую эмульсию, которая разрушается в электрическом поле электродегидраторов. Электроды также включаются периодически при ухудшении качества подготовки нефти.

Внутренняя начинка отстойников первой группы горячего отстоя аналогична начинке отстойников предварительного сброса. Ввод нефти в отстойнике может осуществляться через верхние или боковые патрубки.

Толщина водяной подушки в отстойниках первой группы горячего отстоя поддерживается около 40 см. Контроль уровня и сброс дренажных вод осуществляется так же как на отстойниках предварительного холодного сброса воды. В отстойниках второй группы подушка отсутствует. Вода, отстоявшаяся в этих отстойниках направляется в каплеобразователь для повторной обработки и использованию тепла. Контроль раздела фаз нефть-вода в электродегидраторах осуществляется по контрольным краникам, а поддержание уровня производится автоматикой. Очистка сточных вод осуществляется на очистных сооружениях при Куакбашской установке.

В состав очистных сооружений входят 4 шт отстойника V=200 м³, РВС – 5000 7 шт. Очищенная сточная вода с РВС – 5000 самотеком подается на кустовую насосную станцию КНС-123 и подпорными насосами ЦНС-300 на КНС-121 для закачки в пласт в целях поддержания пластового давления. Уловленная в отстойниках и РВС-5000 нефть сбрасывается в систему канализации.

Краткая теория по теплообменникам.

В химической промышленности широко распространены тепловые процессы - нагревание и охлаждение жидкостей и газов и конденсация паров, которые проводятся в теплообменных аппаратах (теплообменниках).

Теплообменными аппаратами называются устройства, предназначенные для передачи тепла от одного теплоносителя к другому для осуществления различных тепловых процессов, например, нагревания, охлаждения, кипения, конденсации или более сложных физико-химических процессов – выпарки, ректификации, абсорбции.

Из-за разнообразия предъявляемых к теплообменным аппаратам требований, связанных с условиями их эксплуатации, применяют аппараты самых различных конструкций и типов, причем для аппарата каждого типа разработан широкий размерный ряд поверхности теплообмена.

Широкая номенклатура теплообменников по типам, размерам, параметрам и материалам позволяет выбрать для конкретных условий теплообмена аппарат, оптимальный по размерам и материалам.

В качестве прямых источников тепла в химической технологии используют главным образом топочные газы, представляющие собой газообразные продукты сгорания топлива, и электрическую энергию. Вещества, получающие тепло от этих источников и отдающие его через стенку теплообменника нагреваемой среде, носят название промежуточных теплоносителей. К числу распространенных промежуточных теплоносителей относятся водяной пар и горячая вода, а также так называемые высокотемпературные теплоносители - перегретая вода, минеральные масла, органические жидкости (и их пары), расплавленные соли, жидкие металлы и их сплавы.

В качестве охлаждающих агентов для охлаждения до обыкновенных температур (10-30⁰С) применяют в основном воду и воздух.

Все теплообменные аппараты по способу передачи тепла разделяются на две большие группы: поверхностные теплообменные аппараты и аппараты смешения. В поверхностных аппаратах передача тепла от одного теплоносителя к другому осуществляется с участием твердой стенки. Процесс теплопередачи в смесительных теплообменных аппаратах осуществляется путем непосредственного контакта и смешения жидких и газообразных теплоносителей.

Поверхностные теплообменные аппараты в свою очередь подразделяют на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативных аппаратах тепло от одного теплоносителя к другому передается через разделяющую их стенку из теплопроводного материала. В регенеративных теплообменных аппаратах теплоносители попеременно соприкасаются с одной и той же поверхностью нагрева, которая в один период нагревается, аккумулируя тепло «горячего» теплоносителя, а во второй период охлаждается, отдавая тепло «холодному» теплоносителю.

Рекуперативные теплообменные аппараты классифицируются по следующим признакам:

• По роду теплоносителей в зависимости от их агрегатного состояния:

паро-жидкостные; жидкостно-жидкостные; газо-жидкостные; газо-газовые; паро-газовые.

• По конфигурации поверхности теплообмена:

трубчатые аппараты с прямыми трубками; спиральные; пластинчатые; змеевиковые.

• По компоновке поверхности нагрева:

типа «труба в трубе»; кожухотрубчатые; оросительные аппараты.

Теплообменные аппараты поверхностного типа, кроме того классифицируются по назначению (подогреватели, холодильники и т.д.); по взаимному направлению теплоносителей (прямоток, противоток, смешанный ток и т.д.); по материалу поверхности теплообмена; по числу ходов и т.д.

Описание работы объекта.

При истечении жидкостей в теплообменнике температура их изменяется: горячая жидкость охлаждается, а холодная нагревается. Характер изменения температуры жидкости, движущейся вдоль поверхности нагрева, зависит от схемы ее движения. В теплообменных аппаратах применяются в основном три схемы движения жидкостей:

• прямоточная, когда горячая и холодная жидкости протекают параллельно;

• противоточная, когда горячая и холодная жидкости протекают в противоположном друг другу направлении;

• перекрестная, когда жидкости протекают в перекрестном направлении.

А.

Б .

Т_к

Рис. 1. Схема движения жидкостей в теплообменнике типа «труба в трубе» при прямотоке (А) и противотоке (Б).

Рис. 2. Односекционный теплообменник «труба в трубе».

1 – штуцер на D_y= 100 мм и p_y= 40 кгс/см²; 2 – штуцер на D_y= 150 мм и p_y= 25 кгс/см²; 3 – опора; 4 – наружная труба; 5 – решетка для наружных труб; 6 – колпак; 7 – калач; 8 – внутренняя труба; 9 – распределительная коробка; 10 – штуцер на D_y= 150 мм и p_y= 25 кгс/см²; 11- решетка для внутренних труб; 12 – крышка.

Расчетная часть.

t_x1 — входная температура холодной нефти, ⁰С;

G_x. — расход холодной нефти, кг/с;

T_x2 — выходная температура нагретой нефти, ⁰С ;

G_г — расход горячей нефти, кг/с;

t_г1, t_г2 — соответственно температура горячей нефти на входе и выходе, ⁰С.

№	Gx	tx1	Tx2
1	389	12,0	28,4
2	250	12,8	29,3
3	359	11,9	28,7
4	355	12,0	28,6
5	348	12,1	28,5
6	340	12,0	29
7	300	12,6	29
8	350	12,5	28,9
9	365	12,3	28,8
10	330	12,3	28,7
11	290	12,0	28,9
12	308	12,2	28,8
13	240	12,4	29,2
14	250	12,5	29
15	250	12,6	29,2
16	320	12,4	28,8
17	382	12,4	28,8
18	300	12,4	29
19	182	12,9	29,4
20	230	12,9	29,5
21	150	12,8	29,5
22	250	12,3	29
23	182	12,5	29,6
24	360	11,8	28,4
25	320	11,8	28,8
26	260	12,6	29,1
27	260	12,8	29,3
28	200	12,7	29,4
29	260	12,6	29
30	379	12,1	28,5
31	280	12,2	29,2
32	222	12,5	29,3
33	150	13,4	29,8
34	270	12,2	29,3
35	240	12,7	29,5
36	250	12,1	29
37	250	12,6	29,6
38	187	12,9	29,8
39	175	12,8	29,7
40	188	13,4	29,7
41	207	13,0	29,4
42	250	13,2	29,5
43	184	13,7	30
44	140	13,0	29,8
45	231	12,7	29,3
46	175	13,5	29,8
47	158	13,7	29,7
48	127	13,1	29,7
49	164	13,5	29,5
50	126	13,8	29,8
51	208	13,2	29,7
52	162	13,3	29,9
53	143	13,8	29,9
54	124	13,3	29,6
55	208	13,2	29,6
56	142	13,4	29,7
57	159	13,9	29,8
58	122	13,5	30
59	230	13,0	29,5
60	159	14,1	30

Регрессионный и корреляционный анализ.

Линейная регрессия от одного параметра.