- •Л.В.Шишмина сбор и подготовка продукции нефтяных скважин
- •IV курс
- •Содержание
- •Введение
- •Водонефтяные эмульсии. Образование. Устойчивость. Физико-химические свойства. Методы разрушения
- •1.1. Причины образования водонефтяных эмульсий
- •Поверхностное натяжение
- •Типы эмульсий
- •1.2. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
- •Факторы, влияющие на устойчивость эмульсий
- •Старение эмульсий
- •1.3. Методы разрушения нефтяных эмульсий
- •Химические методы
- •Деэмульгирование под действием электрического поля
- •Факторы, влияющие на отстой в электрическом поле
- •Электродегидратор
- •Механические методы
- •Отстаивание
- •Центрифугирование
- •Фильтрация
- •2 Сбор и внутрипромысловый транспорт скважинной продукции
- •2.1. Системы сбора и транспорта нефти и газа
- •Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к комплексному сборному пункту (ксп).
- •2.2. Системы сбора продукции скважин в западной сибири
- •2.3. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды
- •2.4 Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды
- •3. Установки для измерения продукции скважин
- •4. Предварительное разделение продукции скважин
- •4.1. Сепарация нефти от газа
- •Назначение, классификация и конструкции сепараторов
- •Принципиальное устройство сепараторов
- •Расчет гравитационного сепаратора на пропускную способность по газу и жидкости Расчет количества газа, выделившегося по ступеням сепарации
- •Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу
- •Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкости
- •Расчет горизонтального сепаратора по газу
- •Эффективность процесса сепарации нефти от газа
- •Оптимальное давление и число ступеней сепарации нефти
- •4.2. Расчеты фазовых равновесий нефти и газа
- •4.3. Предварительный сброс пластовой воды
- •Разрушение эмульсий
- •Аппараты для предварительного сброса воды
- •5 Технологические расчеты промысловых трубопроводов
- •5.1. Классификации трубопроводов
- •Основные принципы проектирования трубопроводов
- •5.2 Гидравлический расчет простых напорных трубопроводов
- •Определение потерь напора на трение
- •Из (5.11) следует, что
- •Если учесть, что
- •Определение потерь напора на местные сопротивления
- •5.3. Графоаналитический способ решения задач
- •5.4 Гидравлические расчеты сложных трубопроводов
- •Гидравлический расчет трубопровода I категории
- •Гидравлический расчет трубопровода II категории
- •Гидравлический расчет трубопровода III категории
- •5.5. Увеличение пропускной способности трубопровода
- •5.6 Расчет оптимального диаметра трубопровода
- •5.7. Расчет трубопроводов при неизотермическом движении однофазной жидкости
- •5.8. Структуры газожидкостного потока в горизонтальных и наклонных трубопроводах
- •5.9. Газопроводы для сбора нефтяного газа
- •5.10 Расчет простого газопровода
- •Гидравлический расчет
- •Изменение температуры газа по длине газопровода
- •Изменение давления по длине газопровода
- •5.11 Расчет сложного газопровода
- •6 Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов
- •6.1. Внутренняя коррозия трубопроводов
- •6.1.1. Теоретические основы электрохимической коррозии металлов
- •Факторы коррозионного разрушения трубопроводов
- •1. Температура и рН воды
- •Минерализация воды
- •6.1.2 Способы защиты трубопроводов от внутренней коррозии
- •Механические способы защиты
- •Технологическая защита трубопроводов
- •Химическая защита трубопроводов
- •6.1.3. Особенности внутренней коррозии трубопроводов в условиях западной сибири
- •6.2. Защита трубопроводов от внешней коррозии
- •6.3. Причины и механизм образования парафиновых отложений в трубопроводах
- •6.3.1. Состав парафиновых отложений
- •6.3.2. Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений
- •Также имеет значение:
- •6.3.3. Температурный режим трубопроводов системы промыслового сбора нефти
- •6.3.4. Химические методы борьбы с отложениями парафина
- •6.3.5. Предотвращение отложений парафина с помощью магнитного поля
- •6 Рис.6.7. Схема установки магнитоактиватора на трубопроводе 1-магнитоактиватор; 2,3-задвижки; 4-устройство с образцами-свидетелями; 5-трубопровод .4. Осложнения за счет выпадения солей
- •Методы борьбы с отложениями солей
- •6.5. Образование жидкостных и гидратных пробок в газопроводах
- •6.5.1. Газовые гидраты: структура, состав, свойства
- •Элементарные ячейки гидрата: а — структуры I, б — структуры II
- •6.5.2. Условия образования газовых гидратов
- •6.5.3. Определение места образования гидратов
- •6.5.4. Предупреждение образования и ликвидация гидратов
- •7. Подготовка нефти на промыслах
- •7.1. Технологические схемы процессов обезвоживания и обессоливания нефти
- •7.2. Технологические схемы стабилизации нефти
- •7.3. Оборудование установок стабилизации нефти
- •8. Подготовка воды для системы поддержания пластового давления.
- •8.1. Требования к воде, закачиваемой в пласт
- •8.2. Технологические схемы установок по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов
- •Техническая характеристика коалесцирующего фильтра-отстойника типа фж-2973
- •9. Процессы подготовки нефтяного газа. Технологические схемы
- •9.1 Способы осушки нефтяного газа
- •9.2. Отбензинивание нефтяного газа
- •Выделение из нефтяного газа пропан-бутанов на абсорбционных установках
- •Компрессионный способ извлечения жидких углеводородов из нефтяного газа
- •9.3. Осушка газа жидкими сорбентами
- •9.4. Очистка газа от сероводорода и углекислоты Аминовая очистка газа
- •Очистка гидроокисью железа
- •9.5 Типовые схемы установок подготовки нефтяных газов
- •Список использованной литературы
Выделение из нефтяного газа пропан-бутанов на абсорбционных установках
Как известно, нефтяные газы, в отличие от природных, содержат большое количество пропан-бутановой фракции (от 30 до 50%). Ее извлекают только на установках абсорбционного (жидкостного) или, в крайнем случае, компрессорного типа. Природные газы, содержащие не свыше 10% пропан-бутановой фракции, обрабатывают, как правило, на адсорбционных установках с твердым поглотителем (силикагель, алюмогель, синтетические цеолиты — молекулярные сита и т. д.).
На адсорбционных установках для природных газов в связи с малым содержанием в них пропан-бутановой фракции хорошо удаляются не только пропан-бутаны, но и пары воды.
В качестве поглотителя тяжелых углеводородов из нефтяного газа применяют обычно легкие масла, и поэтому часто установки такого типа называются маслоабсорбционными.
На рис.9.2 приведена упрощенная технологическая схема малогабаритной маслоабсорбционной установки, которая работает следующим образом.
Нефтяной газ второй и третьей ступени сепарации, а также газы, поступающие с установок подготовки нефти, по линии 1 через холодильник 2 направляют в абсорбер 3.
При движении газа в абсорбере вверх тяжелые углеводороды поглощаются абсорбентом, который с верха колонны стекает по тарелкам вниз. Обезжиренный газ проходит сначала каплеуловительную секцию 4, в которой улавливается уносимый газом абсорбент, затем поступает на установку осушки (рис.9.2), после чего направляется в магистральный газопровод потребителям.
Насыщенный парами тяжелых углеводородов «жирный» абсорбент отводят через регулятор уровня (не показанный на схеме)
Рис. 9.2. Малогабаритная маслоабсорбционная установка (ГПЗ):
1 — газовый коллектор от компрессорной станции; 2 — холодильник; 3 — абсорбер; 4 — жалюзийный каплеуловитель; 5 — выветриватель (деэтанизатор); 6, 7 — теплообменники; 8 — десорбер (отпарная колонна); 9, 16 — холодильники; 10 — сепаратор; 11, 14, 17 — насосы; 12 — емкость для хранения нестабильного конденсата; 13 — градирня; 15 — печь
из низа абсорбера и направляют в выветриватель 5. Так как в нем давление несколько ниже, чем в абсорбере, то из «жирного» абсорбента выделяется большая часть метана и этана, растворенных в абсорбенте.
Из выветривателя «жирный» абсорбент сначала направляют в теплообменник 6, где он предварительно нагревается «тощим» абсорбентом, поступающим из нижней части десорбционной колонны 8, а затем в печь 15. В печи «жирный» абсорбент нагревается до температуры примерно 250 °С, после чего поступает в среднюю часть десорбера, где происходит интенсивное выделение углеводородов из насыщенного абсорбента вследствие высокой температуры и значительного снижения давления в десорбере. Для интенсификации процесса десорбции в нижнюю часть десорбера подают из выветривателя газ, предварительно подогретый в теплообменнике 7 за счет тепла горячего абсорбента, выходящего через низ десорбера. Пары тяжелых углеводородов с верха десорбера вместе с газами выветривания направляются в холодильник 9, где происходит их конденсация. Конденсат вместе с газом выветривания поступает в сепаратор 10, откуда часть конденсата насосом 11 направляется на орошение в десорбер, а другая часть попадает в емкость нестабильного конденсата 12. Горячий абсорбент из нижней части десорбера проходит последовательно теплообменники 6 и 7 и затем попадает в холодильник 16, где температура его снижается примерно до 20° С. Охлажденный абсорбент насосом 17 нагнетается на верх абсорбера 3 для орошения, и цикл движения «тощего» абсорбента повторяется.
На данной установке охлаждение абсорбента в холодильнике 16 и конденсация в холодильниках 2,9 паров тяжелых углеводородов, выделившихся из «жирного» (насыщенного) абсорбента в десорбере, идет в результате замкнутой циркуляции воды, охлаждаемой в градирне 13 и нагнетаемой насосом 14.
Описанная малогабаритная абсорбционная установка имеет производительность по газу около 150 000 м3/сут, а по нестабильному бензину около 9 т/сут. Объем циркулирующего масла — около 69 л/мин.
В основе процесса абсорбции лежит массообмен, т.е. переход вещества из газообразной фазы в жидкую фазу (в абсорбент или поглотитель). Растворение газа в абсорбенте зависит от давления и температуры в абсорбере, а также молекулярной массы абсорбента (об этом сказано ниже).
В качестве абсорбента (поглотителя углеводородов из газа) обычно применяют легкие масла и керосин с молекулярными массами 100—140. Эти абсорбенты под высоким давлением (около 9,81 МПа) с поглощенными в абсорбере пропан-бутановыми фракциями и тяжелыми углеводородами и направляют на регенерацию в отпарную (десорбционную) колонну, где они восстанавливаются, охлаждаются, и их снова подают в абсорбер. Таким образом, абсорбент совершает замкнутый цикл. При нагреве в отпарной колонне абсорбент частично выносится уходящими в холодильник газами. Потери абсорбента в отпарной колонне будут тем больше, чем выше температура его нагрева и меньше молекулярная масса. Однако опытным путем было установлено, что чем легче абсорбент, т. е. меньше его молекулярная масса, а, следовательно, и плотность, тем эффективнее он поглощает тяжелые углеводороды из газа. Например, применение абсорбента с молекулярной массой 100 вместо 140 снижает количество необходимого абсорбента («кратность» его) приблизительно в два раза — от 0,95 до 0,5 л на 1 м3 газа. В среднем расход абсорбента на каждый кубометр перерабатываемого газа в зависимости от состава газа, степени извлечения углеводородов, давления и температуры в десорбере составляет от 0,5 до 2,5 л. Вот почему в последнее время при разделении газов с высоким конденсатным фактором стали широко применять в качестве абсорбента охлажденный стабильный конденсат, позволяющий вести процесс без рециркуляции и значительно упростить схему установки, а, следовательно, и резко уменьшить энергетические затраты на разделение.
Эффективность поглощения абсорбентом тяжелых углеводородов из газа резко повышается, если температура его существенно снижается, а давление в абсорбере увеличивается:
Большое распространение получили маслоабсорбционные заводы, работающие в системе обратной закачки (сайклинг) отбензиненного газа в пласт для поддержания в нем давления и предотвращения таким образом выпадения конденсата в самом пласте.
П
В США на долю масляной абсорбции приходится около 95 %, а в Канаде 80% общего количества перерабатываемого газа.