- •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
9.3. Осушка газа жидкими сорбентами
В качестве жидких поглотителей паров воды из газа наибольшее распространение получили ДЭГ и ТЭГ (табл.9.1). Они хорошо растворяются в воде, неагрессивны, сравнительно недороги. Гликоли легко регенерируются благодаря большой разнице в температурах кипения с водой и хорошо отделяются от конденсата в отстойниках из-за значительной разницы в плотностях.
Вследствие низкого давления насыщенных паров этих гликолей потери их при осушке незначительны и колеблются в пределах от 5 до 35 г на 1000 м3 газа.
Степень осушки газа жидкими поглотителями должна быть такой, чтобы точка росы осушенного газа была на 3—5° С ниже, чем возможная минимальная температура газа в газопроводе.
Необходимую концентрацию раствора ДЭГа или ТЭГа, а также режим работы регенерационного цикла определяют расчетом в зависимости от температуры осушаемого газа и требуемой точки росы.
Принципиальная технологическая схема установки осушки жидкими концентрированными поглотителями (сорбентами) приведена на рис.9.4.
Рис.9.4. Принципиальная схема осушки нефтяного газа жидкими сорбентами (ДЭГом и ТЭГом):
1 — сепаратор; 2 — дренажная линия для сброса ДЭГа; 3 — каплеуловитель; 4 — абсорбер; 5 — уровнемер; 6, 7, 12 — теплообменники (холодильники); 8 — выветриватель; 9 — фильтр; 10 — эжектор; 11 — сепаратор; 13 — десорбер; 14 — кольца Рашига; 15 — печь; 16 — насос для подачи регенерированного ДЭГа; линии — I — газовая; II — сухой газ; III — газ в топку печи; IV — холодная вода; V — продукты сгорания газа
Установка осушки газа диэтиленгликолем и триэтиленгликолем работает следующим образом. Поступающий с маслоабсорбционной установки отбензиненный нефтяной газ вначале проходит сепаратор 1, в котором осаждается капельная влага, затем газ направляется под нижнюю тарелку абсорбера 4. Поднимаясь через тарелки, он контактирует с раствором гликоля, подаваемым на верхнюю тарелку абсорбера.
Концентрированный раствор гликоля постепенно насыщается парами воды и опускается в нижнюю часть абсорбера, откуда под собственным давлением проходит теплообменник 6, выветриватель 8 и насосом через фильтр 9 подается в выпарную колонну (десорбер) 13 для восстановления первоначальных свойств (регенерируется). Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны с насыпкой колец Рашига 14, служащих для увеличения поверхности контакта, и печи 15, в которой происходят нагревание раствора гликоля и испарение воды при сжигании газа. В кипятильнике может поддерживаться температура раствора гликоля от 150 до 180 °С, а в верхней части выпарной колонны — от 105 до 107 °С.
Регенерированный (концентрированный) раствор гликоля забирается насосом 16 и через теплообменник 6 и холодильник 7 снова поступает на верхнюю тарелку абсорбера.
Для снижения потерь гликоля при регенерации в верхней части выпарной колонны установлены холодильник 12, в котором поддерживается температура около 80 °С, и сепаратор 11 с каплеотбойной насадкой. Раствор гликоля, скопившийся в сепараторе 11, по линии 2 направляется в печь 15 или выводится в специальную емкость.
Если необходимо получить высокую концентрацию гликолей (98—99%) для достижения низких точек росы нефтяного газа (—50° С), регенерацию этих гликолей проводят под вакуумом. Тогда к сепаратору 11 подсоединяется эжектор 10 или вакуум-компрессор.
Осушенный в абсорбере газ, поднимаясь в верхнюю часть колонны, проходит в жалюзийный каплеуловитель 3, в котором удерживаются капли гликоля, и направляется в магистральный газопровод. Раствор гликоля, отделяемый в каплеуловителе, поступает по линии 2 на регенерацию в выпарную колонну.
Экономичность работы установок рассмотренного типа во многом зависит от потерь гликолей, которые в основном происходят в результате неправильно выбранного температурного режима регенерации и отсутствия каплеулавливающих приспособлений как в абсорбере, так и на сепараторе. Больше всего гликоли теряются в результате образования пены при контакте газа с абсорбентом. Интенсивность пенообразования зависит от чистоты раствора и наличия в осушаемом газе углеводородного конденсата, а также пластовой воды. Против вспенивания гликолей можно применять триоктилфосфат и силиконовые соединения.
Практикой установлено, что для успешной осушки газа в системе должно циркулировать не менее 25 л гликоля на 1 кг абсорбируемой воды и следует применять возможно большее число (десять—двенадцать) тарелок в абсорбере.