- •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
Компрессионный способ извлечения жидких углеводородов из нефтяного газа
Компрессионный
способ извлечения жидких углеводородов
из нефтяного газа основан на принципе
сжатия газа и последующего его охлаждения
(рис.9.3, а). Этот способ применяют обычно
для газов, содержащих значительное
количество тяжелых углеводородов.
Эффективность извлечения тяжелых
углеводородов при этом способе обычно
не превышает 40% от потенциала, поэтому
его применяют в сочетании с другими
способами, и в частности с а
Рис.9.3. Принципиальные
схемы извлечения жидких углеводородов
из нефтяного газа:
а
— с помощью поршневых компрессоров, б
— с помощью винтовых детандеров; 1,2,3—
ступени компрессора; 4, 5, 6 — маслоотделители;
7, 8, 9 — холодильники; 10, 11, 12 — сепараторы
высокого давления. Линии: I
— предварительно отсепарированный
жирный газ с месторождения; II, III,
IV
— выпавший конденсат соответственно
из первой, второй и третьей ступеней
сжатия, направляемый на ГФУ; V
— газ на маслоабсорбционную установку;
В настоящее время для эффективного извлечения углеводородов из нефтяного газа начинают применять винтовые детандеры (ВД), спаренные с винтовыми компрессорами (ВК). Схема такой установки показана на рис. 9.3, б. Работает данная установка следующим образом.
Жирный нефтяной газ по сборному коллектору 1 подается сначала в теплообменник 2, где предварительно охлаждается холодным газом, поступающим по линии 10.
После теплообменника охлажденный газ направляется в сепаратор первой ступени 3, в котором происходит отделение конденсата от газа. Конденсат по линии 9 сбрасывается в емкость 7, а отсепарированный газ поступает в винтовой детандер, где происходит расширение (редуцирование) газа и за счет этого совершается работа по его вращению.
Понижение давления газа в детандере на одну атмосферу и совершаемая этим газом работа снижает температуру газа приблизительно в 30 раз интенсивнее, чем эффект Джоуля—Томсона. Такое резкое изменение температуры газа происходит согласно первому закону термодинамики
(9.1)
гласящему, что работа расширения газа А осуществляется за счет некоторого количества теплоты ΔQ, выделяемой в результате изменения внутренней энергии ΔЕ, равной
(9.2)
где т — масса газа; СV — удельная теплоемкость газа при постоянном объеме;
ΔT — изменение температуры газа.
При постоянном давлении имеет место известное соотношение
(9.3)
где СР — удельная теплоемкость при постоянном давлении.
Из соотношений (9.1) и (9.2) следует:
(9.4)
За счет резкого температурного перепада газа в детандере образуется большое количество углеводородного и водяного конденсатов, направляемых в сепаратор второй ступени для разделения. Из сепаратора конденсат направляется в емкость, а холодный газ поступает в теплообменник для предварительного охлаждения жирного газа. Для предотвращения образования гидратов в винтовой детандер вводят дозировочным насосом метанол по линии 11.
Для получения наибольшего эффекта в детандер целесообразно подавать газ, предварительно охлажденный в теплообменнике газом, обработанным в детандере. При этом поступающий газ можно предварительно охладить на 30—60 °С (в зависимости от температуры охлаждающего и теплоемкости охлаждаемого газа). В детандере происходит более интенсивное охлаждение газа при его расширении и выполнении работы — около 12—20 °С на 0,1 МПа снижения давления.
На одном валу с детандером 4 находится винтовой компрессор 5, который сжимает газ, прошедший через детандер 4, сепаратор 8 и теплообменник 2. В винтовом компрессоре 5 газ сжимается до давления, составляющего 30—40% от первоначального.
Обезжиренный и осушенный газ из компрессора 5 направляется через измеритель расхода 6 потребителям или на компрессорную станцию для подачи его в магистральный газопровод.
Описанная установка со всем оборудованием весит 50 т, а производительность ее по жирному газу 250 тыс. м3/сут.
Установка может компоноваться в заводских условиях одним блоком и монтироваться на промыслах в течение 20 дней.
Широкое применение таких установок на наших промыслах позволит более эффективно использовать ресурсы нефтяного газа, дополнительно получить из него 5 - 6 млн. т пропан-бутановых фракций ежегодно.