- •5.5. Классификация скважинных штанговых насосных установок
- •5 .6. Оборудование скважинных штанговых насосных установок для добычи нефти
- •5.7. Механические приводы скважинных штанговых насосных установок. Классификация, области применения.
- •5.7.1. Общая классификация приводов штангового скважинного насоса
- •5.7.2. Общая классификация индивидуальных
- •5.8. Гидравлические и пневматические приводы скважинных штанговых насосных установок
- •5.9. Кинематика приводов скважинных штанговых насосных установок
- •5.10. Расчет давления на приеме и глубины спуска скважинного штангового насоса
- •Тема 6. Оборудование скважин бесштанговыми насосами
- •6.1. Эксплуатация скважин установками
- •Электрических погружных центробежных насосов (уэцн)
- •6.6.1. Принципиальная схема уэцн и её элементы
- •6.1.2. Характеристики погружных центробежных насосов
- •6.2. Основные требования к установкам. Основные типоразмеры
- •6.2.1. Конструкции ступеней насосов
- •6.3. Газосепараторы центробежных насосов для добычи нефти
- •6.4. Погружные электродвигатели и их гидрозащита
- •6.5. Особенности работы погружных центробежных электронасосов в нефтяных скважинах
- •6.5.1. Определение создаваемого давления (напора) погружным центробежным электронасосом
- •6.5.2. Методика определения давления на приеме погружного центробежного насоса
- •7. Установки винтовых и дифрагменных насосов
- •7.1. Погружные винтовые насосы
- •7.1.1 Основные положения
- •7.1.2. Двухвинтовой погружной насос
- •7.2. Установки с диафрагменными насосами
- •7.3. Установки электроприводных винтовых насосов для добычи нефти
- •7.3.1. Принцип действия винтовых насосов
- •7.3.2. Рабочие органы и конструкции винтовых насосов
- •Основные физико-механические показатели эластомера
- •7.3.3. Влияние зазора и натяга в рабочих органах
- •7.4. Установки электроприводных диафрагменных насосов для добычи нефти
- •7.5. Установки штанговых винтовых насосов для добычи нефти
- •7.5.1. Состав установки и её особенности
- •7.5.2. Классификация вшну
- •7.5.3. Скважинный штанговый винтовой насос
- •8. Установки гидроприводных скважинных насосов
- •8.1. Скважинные гидропоршневые насосные установки
- •8.1.1. Состав оборудования скважинных гидропоршневых насосных установок
- •8.2. Структура расчетов по подбору гидропоршневых насосов
- •8.2.1. Определение расхода рабочей жидкости
- •8.2.2. Определение силового давления
- •8.2.3. Определение мощности и коэффициента
- •8.3. Скважинные струйные насосные установки
- •8.3.1. Конструкции скважинных струйных насосов
- •8.4. Гидроимпульсные насосные установки
- •8.4.2. Теоретические основы работы гидротаранов и гидроимпульсных насосов
- •8.5. Вибрационные насосные установки
- •9. Классификация оборудования для подземного ремонта скважин. Лебедки, подъемники и агрегаты для подземного ремонта и освоения скважин.
- •9.1. Виды и классификация подземных работ в скважинах
- •Разновидности текущего ремонта скважин
- •Разновидности текущего ремонта скважин
- •9.1.1. Ремонт скважин
- •9.1.2. Основные положения
- •9.1.3. Виды ремонтов
- •9.2. Агрегаты, оборудование и инструмент
- •Глава 10 оборудование для сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин
- •10.1. Общая схема системы сбора продукции скважин
- •7.2. Система сбора и подготовки газа и конденсата
- •7.3. Оборудование для замера дебита скважин
7.2. Система сбора и подготовки газа и конденсата
На промыслах в основном применяются следующие способы подготовки газа:
низкотемпературной сепарации (НТС);
абсорбционный;
адсорбционный.
Низкотемпературная сепарация (НТС) обеспечивает подготовку газа за счет создания низких температур в сепараторе вертикального или горизонтального типа. НТС применяется на газоконде-сатных месторождениях (с содержанием конденсата в газе более 1,0 г/м3). При охлаждении газа происходит одновременное выделение углеводородов и влаги. Для предотвращения образования гидратов перед теплообменниками в газ подают метанол или гликоли.
В зависимости от способа получения низких температур III* подразделяется на установки:
с дросселированием газа высокого давления (рис 7.2);
с искусственным холодом (рис. 7.3);
с турбодетанденрным агрегатом.
Абсорбционная осушка газа используется при низких пластовых давлениях и основана на поглощении влаги и конденсата жидкими абсорбентами, подаваемыми сверху. Абсорбция газа экономична при осушке больших потоков газа с незначительным (до 1,0 г/м3) конденсата.
Процесс происходит в вертикальных аппаратах - абсорберах высотой до 20 м и диаметром до 2000 мм, в которых сырой газ движется снизу навстречу абсорбенту. В системе абсорбционной осушки газа в качестве абсорбентов широко применяются высококонцентрированные растворы гликолей: этиленгликоль ЭГ, диэтиленгликоль ДЭГ, триэтиленгликоль ТЭГ. Этиленгликоль имеет самую низкую температуру кипения, что приводит к уносу его с осушенным газом и значительным потерям, поэтому ЭГ не так широко распространен в процессах осушки газа. ДЭГ по сравнению с ТЭГ имеет меньшую склонность к пенообразованию и меньшую температуру кипения, но ТЭГ значительнее снижает температуру точки росы. При осушке рекомендуется поддерживать температуру не ниже 283 К, так как при ее уменьшении растет вязкость абсорбентов и ухудшается массообмен. Повышение температуры ведет к потерям гликолей, поэтому температуру поддерживают не выше 311 К.
Для регенерации абсорбентов их насыщенные растворы направляют в выпарные колонны - десорберы. При регенерации во избежание разложения гликолей температуру в колонне поддерживают не выше 437 К (164 °С) для ДЭГ и 473 К (200 °С) для ТЭГ.
Абсорбционная осушка по сравнению с адсорбционной имеет ряд преимуществ:
возможность осушки газов с веществами, отравляющими твердые поглотители;
непрерывность процесса за счет поступления газа из абсорберов напрямую в десорберы;
простота автоматизации процесса;
возможность осушки газ до температуры – 70 °С.
На (рис. 7.4 [5,8]) показана схема абсорбционной осушки газа, действующая на месторождении Медвежье.
Адсорбционная осушка газа применяется практически при любых давлениях и основана на поглощении паров воды из природного газа твердыми поглотителями.
В качестве адсорбентов используют силикагели, окись алюминия, синтетические цеолиты (молекулярные сита) и др. Силикагели - это гели кремниевой кислоты, которые подвергаются сушке и прокалке. Применяются в виде гранул диаметром 0,2-0,7 мм.
Процесс осушки происходит в адсорберах в течение 35 часов. После этого газ направляют н а другой адсорбер, а отработавший ставят на регенерацию - выпаривание влаги за счет нагревания до температуры 350-400 °С осушенным газом. Цикл регенерации продолжается до 20 часов в зависимости от температуры газа и его влажности. На (рис. 7.5 [5,8]) представлена принципиальная технологическая схема осушки газа с помощью адсорбентов на месторождении Медвежьем.