Предназначение системы сбора и подготовки скважинной продукции

Предназначение системы сбора и подготовки скважинной продукции

Система сбора и подготовки предназначены и должны обеспечивать:

1. автоматич измерение кол-ва нефти, газа и воды по каждой скважине.

2. герметизированный сбор нефти газа и воды от скважины к магистральному трубопроводу

3. доведение нефти газа и пласт воды на технологических установках до нормальной товарной продукции. Автоматич учет товарн продукции и передачи его транспортным организациям.

4. возможность ввода в эксплуатацию, части м/я с полной утилизацией попутного нефтяного газа.

5. Надежность эксплуатации технологических установок, возможность полной их автоматизации

6. Изготовление основных узлов системы сбора и подготовки индустриальным способом в блочном и модульном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса.

I- Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

II Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). После ГЗУ подача СКВ продукции может производиться 2 способами: однотрубное (когда нефть газ и вода движется в одной трубе до ДНС) и 2-х трубная система (в одной нефти и воды во II-й газ)

ДНС служит для: 1. транспортировки скважин продукции до установок УППВ и КУПГ. 2. На ДНС идет отделение газа и в последнее время идет отделение воды (частичное).

III. ДНС - УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

На УПН происходит: 1. дальнейшее разгазирование нефти; 2. получения нефти товарного процесса; 3.обезвоживание и обессоливание на спец-х установках

IV На КУПГ газ поступает из ДНС и УПН и происходит обезвоживание и транспортировки (подготовка) на ГПЗ.

V УППВ. Служит для подготовки воды, д/закачки в скважину д/ППД. Происходит отделение осадков нефти, очистка от обессоливания.

VII ТП. Для сбора товарной нефти с нескольких установок подготовки нефти.

VIII УУТП-узел учета товарной продукции и сдача его ТО

Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти.

1-скв, 2-индивидуальное замерное устройство, 2а-групповые замерные устройства, 3-негерметичные резервуары д/сбора нефти, 4-насосы, 5—сырьевые резервуары, 6-УПН, 7-УПГ.

Негермитизированные системы сбора используются на старых месторождениях и переводятся в наст. Время на герметизированную.

1. на начальном этапе начинает выдляться самотечная транспортировка нефти и газа. В этом случае скорость потоков нефти невелика и происходит интенсивное отложение мех. Примесей, солей и парафинов нефтепроводов, уменьшая при этом их сечение.

2. Большие потери от испарения легких фракций достигает до 3 % от общей скорости нефти.

3. самотечные системы трудно поддается автоматизации, тк нет автоматич-х режимов.

4. требует большее кол-во обслуживающего персонала.

Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.

1-экспл скважины, 2- автомат понижающий устьевое давление (АПУП) на нем происходит разделение пот ока газа от жидкости. В и н-ть идет дальше, 3-резервуары для сбора нефтяной эмульсии, 4,8- насосные установки, 5 установка подготовки нефти, 6-автоматизированная замерная установка товарной нефти,7-резервуары для сбора товарной нефти, 9-КНС, 10-нагнетательная скважина, 11-Дожимная компрессорная тсанция, 12- площадки для эксплуатации м/я, 13- техническая площадка, 14-подводный нефтепровод, 15-подводный газопровод.

1) рН < 4,3. Скорость коррозии чрезвычайно быстро возрастает с понижением рН. (Сильнокислая среда).

2) 4,3 < рН < 9-10. Скорость коррозии мало зависит от рН.

3) 9-10 < рН < 13. Скорость коррозии убывает с ростом рН и коррозия практически прекращается при рН = 13. (Сильнощелочная среда).

В первой зоне на катоде протекает реакция разряда ионов водорода и образование молекулярного водорода (реакции 2,3); во второй и третьей зоне - идет реакция образования ионов гидроксила ОН^-- (реакция 4).

Повышение температуры ускоряет анодные и катодные процессы, так как увеличивает скорость движения ионов, а, следовательно, и скорость коррозии.

Как было отмечено выше, железо труб подвергается интенсивной коррозии в кислой среде при рН < 4,3 и практически не корродирует при рН > 4,3, если в воде отсутствует растворенный кислород.

Если в воде есть растворенный кислород, то коррозия железа будет идти и в кислой, и в щелочной среде.

Огромное влияние на разрушение металла труб коррозией оказывает свободная углекислота (СО₂), содержащаяся в пластовых водах. Известно, что при одинаковом рН коррозия в углекислотной среде протекает более интенсивно, чем в растворах сильных кислот.

На основании исследований установлено, что системы с Р_СО2 £0,02 МПа считаются коррозионно-неопасными, при 0,2 ³Р_СО2 >0,02 - возможны средние скорости коррозии, а при Р_СО2 > 0,2 МПа - среда является высококоррозивной.

Объяснение влияния СО₂ на коррозионную активность среды связано с формами нахождения СО₂ в водных растворах. Это:

В равновесных условиях соблюдается баланс между всеми формами:

1. Молекулы Н₂СО₃ непосредственно участвуют в катодном процессе:

2. Катодному восстановлению подвергается бикарбонат-ион:

3. Н₂СО₃ играет роль буфера и поставляет ионы водорода Н⁺ по мере их расходования в катодной реакции (2):

При взаимодействии Fe²⁺ c НСО₃^- или Н₂СО₃ образуется осадок карбоната железа FeСО₃:

Все исследователи обращают внимание на огромное влияние продуктов коррозии железа на скорость процесса коррозии.

Эти осадки являются полупроницаемыми для коррозионно-агрессивных компонентов среды и замедляют скорость разрушения металла.

Таким образом, можно выделить две характерные особенности действия диоксида углерода.

2. Образование карбонатно-оксидных пленок на поверхности металла.

Растворенные в воде соли являются электролитами, поэтому увеличение их концентрации до определенного предела повысит электропроводность среды и, следовательно, ускорит процесс коррозии.

Уменьшение скорости коррозии связано с тем, что:

1) уменьшается растворимость газов, СО₂ и О₂, в воде;

2) возрастает вязкость воды, а, следовательно, затрудняется диффузия, подвод кислорода к поверхности трубы (к катодным участкам, реакция 4).

Повышение давления увеличивает процесс гидролиза солей и увеличивает растворимость СО₂. (Для предсказания последствий - см. пп. 3 и 4).

Относительные скорости течения фаз (газа и жидкости) в газожидкостных смесях (ГЖС) в сочетании с их физическими свойствами (плотностью, вязкостью, поверхностным натяжением и т.д.) и размерами и положением в пространстве трубопровода определяют формирующиеся в них структуры двухфазных (многофазных) потоков. Можно выделить семь основных структур: пузырьковая, пробковая, расслоенная, волновая, снарядная, кольцевая и дисперсная.

Каждая структура ГЖС влияет на характер коррозионного процесса.

Вопрос о связи коррозионных процессов в трубопроводах со структурами потоков, транспортируемых по ним ГЖС, всегда интересовал и продолжает интересовать специалистов по коррозии. Имеющаяся информация о связи структур течения ГЖС с коррозией является еще недостаточно полной.

Но тем не менее известно, например, что кольцевая (дисперсно-кольцевая) структура ГЖС снижает интенсивность коррозии трубопровода; снарядная (пробково-диспергированная) может способствовать коррозионно-эрозионному износу трубопровода по нижней образующей трубы на восходящих участках трассы, а расслоенная (плавная расслоенная) - развитию общей и питтинговой корозии в зоне нижней образующей трубы и в, так называемых, "ловушках" жидкости (особенно при выделении соленой воды в отдельную фазу).

1. Биокоррозия, коррозия под действием микроорганизмов.

С этой точки зрения имеют значение сульфат-восстанавливающие анаэробные бактерии (восстанавливают сульфаты до сульфидов), обычно обитающие в сточных водах, нефтяных скважинах и продуктивных горизонтах.

В результате деятельности сульфат-восстанавливающих образуется сероводород Н₂S, который хорошо растворяется в нефти и в дальнейшем взаимодействует с железом, образуя сульфид железа, выпадающий в осадок:

Под влиянием Н₂S изменяется смачиваемость поверхности металла, поверхность становится гидрофильной, то есть легко смачивается водой, и на поверхности трубопровода образуется тонкий слой электролита, в котором и происходит накопление осадка сульфида железа FeS.

Сульфид железа является стимулятором коррозии, так как участвует в образовании гальванической микропары Fe - FeS, в которой является катодом (то есть разрушаться будет Fe как анод).

Некоторые ионы, например ионы хлора, активируют металлы. Причиной активирующей способности ионов хлора является его высокая адсорбируемость на металле. Хлор-ионы вытесняют пассиваторы с поверхности металла, способствуют растворению пассивирующих пленок и облегчают переход ионов металла в раствор. Особенно большое влияние ионы хлора оказывают на растворение железа, хрома, никеля, нержавеющей стали, алюминия.

Итак, коррозионную агрессивность воды характеризуют природа и количество растворенных солей, рН, жесткость воды, содержание кислых газов.

Степень влияния этих факторов зависит от температуры, давления, структуры потока и количественного соотношения воды и углеводородов в системе.

Способы предупреждения внутренней коррозии трубопроводов подразделяются на технические (механические), химические и технологические.

Отделение нефти от газа и воды в различных сепараторах производиться с целью:

1. Получения нефтяного газа, который можно использовать как хим. Сырье или топливо.

2. Уменьшение перемешивания нефтегазового потока и снижение за счет этого гидравлического сопротивления.

4. Уменьшение пульсации Р в трубопроводах при дальнейшей транспортировке нефти к установкам УПН.

Сепараторы можно подразделить на следующие категории:

· Концевые сепараторы (при окончательной разгозир. Нефти перед сдачей в ТП)

· Сепараторы с предварительным отбором газа

Нефтегазовые сепараторы любого типа имеют 4 секции:

· Сепарационная секция – служит для выделения из нефти газа. На ее работу большое влияние оказывает конструкция ввода продукции.

· Осадительная секция – происходит дополнительное выделение газа из нефти, которая вышла из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения пузырьков газа нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину движения нефти.

· Секция сбора нефти – занимает нижнее положение в сепараторе. Предназначена для сбора и вывода нефти из сепаратора.

· Каплеуловительная секция – расположена в верхней части сепаратора и служит для улавливания мельчайших капель жидкости уносимых с газом.

1 –корпус.2 –раздаточный коллектор.3 –поплавок уровня (уровнемер).4 –наклонные плоскости.5 –дренажная труба.6 – вход нефтегазовой смеси.7 –регулятор Р.8 –перегородка выравнивающая скорость газа.9 –жалюзийный каплеуловитель.10 –люк-лаз.11 – регулятор уровня нефти/ 12 –предохранительный клапан.

Отстойник с распределительным коллектором типа ОГ-200

1-корпус; 2- перфорированная труба для подачи воды из правой секции в левую; 3- распределительный коллектор с отверстиями для подачи разрушенной эмульсии; 4-отводы с отверстиями; 5- перегородка; 6-исполнительный элемент;7- межфазный уровнемер (поплавок); 8-люк-лаз;9-нефтяная линия;10-предохранительный клапан;11-перфорированный сборный коллектор для нефти;12-стояк для подачи разрушенной эмульсии;13-эмульсионный слой;14-водяная «подушка»

В остойник поступает как правило разрушенная нефтяная эмульсия, но не отдельными потоками нефти и воды, а виде их смеси. Указанная смесь по стояку 12 поступает в распределительный коллектор 3 и в отводы с отверстиями, из которых она должна выходить равномерными струями по всему сечению отстойника.

При выходе струй из распределительного коллектора и отводов режим движения их должен быть ламинарным, чтобы предотвратить возможное образование стойких эмульсий в объеме самого отстойника.

При выходе смеси нефти с водой из распределительного коллектора и отводов происходит одъем капель неяти к верхней образующей отстойника, а вода оседает в дренаж и по перфорированной трубе 2 перетекает в секцию отстойного аппарата. С помощью межфазного попловка 7 и исполнительного механизма 6 вода сбрасывается за пределы отстойника.

При подъеме капелек нефти через водяную «подушку» 14 на границе раздела фаз образуется, как правило, эмульсионный слой 13, который постепенно растет по высоте и трудно поддается разрушению при воздействии на него даже ПАВ. Увеличение по высоте эмульсионного слоя часто является основной причиной нечеткой работы межфазного поплавкового механизма и повышенного попадания капелек нефти в сточную воду.

Скопившаяся в верхней части отстойника чистая нефть по перфорированному сборному коллектору 11 и нефтяной линии 9 выводится за пределы отстойника в концевой сепаратор. Описанный отстойник широко применяется на промыслах, в 1977 г. Был подвергнут исследованиям на пропускную способность бригадой сотрудников из ВНИИСПТнефть и других организаций.

Электродегп.драторы применяют для глубокого обессоливания средних и тяжелых нефтей. Для этого такие нефти в специальных смесителях интенсивно перемешивают с пресной горячей водой и эту смесь через маточник, а затем водяную «подушку» вводят

в межэлектродное пространство электродегидратора.

Электродегпдраторы устанавливают после блочных печей нагрева БН-5,4 (или других нагревателей) и после отстойников (см. рис. 80, 17).

Опыт работы отечественных и зарубежных электрообессоливающих установок (ЭЛОУ) показал, что наиболее эффективными и экономичными являются горизонтальные электродегидраторы.

Рис.. Электродегидратор типа 1ЭГ-160 с вводом эмульсии под водяную подушку:

/ и 2 — электроды; 3 — раздаточный коллектор (маточник)

В настоящее время разработаны две конструкции типовых горизонтальных электродегидраторов: 1ЭГ-160 и 2ЭГ-160/3, отличающихся лишь количеством электродов. Первый электродегидратор, представленный на рис. 84, имеет два электрода. Второй электродегидратор имеет три электрода. Как в первом, так и во втором аппарате электроды подвешены горизонтально друг над другом, имеют форму прямоугольных рам, занимающих все продольное сечение электродегидратора.

Эмульсия подается в электродегидратор через маточник 3, обеспечивающий равномерное поступление ее по всему горизонтальному сечению аппарата. В горизонтальных электродегндра-торах нефтяная эмульсия проходит через три зоны обработки. В первой зоне эмульсия проходит слой отстоявшейся воды, уровень которой поддерживается автоматически на 20—30 см выше маточника. В этой зоне нефтяная эмульсия подвергается водной промывке, в результате которой она теряет основную массу пластовой воды. Затем эмульсию, поднимающуюся в вертикальном направлении с небольшой скоростью, последовательно обрабатывают сначала в зоне электрическим полем слабой напряженности между уровнем отстоявшейся соды и нижним электродом 2, а затем в зоне сильной напряженности между обоими электродами 2 и 1.

Равномерность поступления эмульсии по всему горизонтальному сечению аппарата при движении потока вертикально вверх и ступенчатое повышение напряженности электрического поля между электродами 2 и 1 от нуля до максимальной величины позволяют в данном электродегндраторе эффективно обрабатывать нефтяную эмульсию любой обводненности. При этом не создается опасения замыкания электродов и достигается высокая степень обезвоживания и обессоливания нефти.

В настоящее время для обессоливания тяжелых и особенно высокопарафинистых нефтей широкое применение находят за рубежом электростатические дегидраторы. Особенное распространение эти аппараты получают там, где отсутствует пресная вода, добавляемая при обессоливании к нефти.

Сущность работы электростатических дегидраторов очень проста и сводится к созданию тем или иным способом статического заряда под высоким напряжением на электродах-диэлектриках, помещенных в обводненную нефть, или пузырьках газа, поднимающихся в этой нефти.

Статические заряды диэлектриков и пузырьков газа взаимодействуют с полярными каплями воды, в результате чего последние коалесцируют между собой и выпадают в дренаж на дно сосуда.

Электродегидраторы бывают 3-ех типов: вертикальные, шаровые и горизонтальные. В нефтеподготовке используются горизонтальные.

1-электроды; 2-коллекторы для подачи нефтяной эмульсии; 1-нефтяная эмульсия; 11-нефть; 111-вода.

1-эмульсия; 11-нефть; 111-вода;1V-газ; 1-корпус; 2-сепарационная секция; 3-перегородка;4-коллектор для перетока нефтяной эмульсии из сепарационной секции;5-коллектор для сбора нефти; 6-секция отстоя;

1-нефтегазоводная смесь; 11-нефть; 111-вода;1V-газ; V-газ для горелки;

1-корпус;2-жаровая труба;3-горелка;4-газосборник;5-коллектор для подачи нефтегазовой смеси; 6-гидрозатвор;7-перегородка;8-коллектор для подачи эмульсии из секции нагрева;9-коллектор для сбора нефти

Подготовка сточных вод, основанная на принципе флотации, осуществляется в резервуаре-флотаторе (рис.49). Флотация — это процесс извлечения из жидкости мельчайших дисперсных частиц с помощью всплывающих в жидкости газовых пузырьков. В резервуаре-флотаторе пузырьки газа образуются во флотационной зоне 5 за счет выделения растворенного газа из газонасыщенной сточной воды в результате снижения давления при поступлении ее в эту зону. Давление насыщения воды газом — 0,3—0,6 МПа; количество выделенного газа из воды — 25 л/м³. Газонасыщенная вода через патрубок ввода 1 вводится в нижнюю часть флотационной зоны с помощью перфорированного распределителя. Сточная вода поднимается во флотационной зоне со скоростью, обеспечивающей длительность пребывания воды во флотационной зоне около 20 мин. Выделяющиеся пузырьки газа, поднимаясь зверх, встречают на своем пути дисперсные частицы, распределенные в воде. Дисперсные частицы, которые плохо смачиваются водой (капельки нефти), захватываются пузырьками и флотируются на по-зерхность, образуя там слой пены. Уловленная нефть собирается в юльцевой желоб 4 для сбора нефти и выводится через патрубок 2. Вода из флотационной зоны 5 перетекает в отстойную зону 6, расположенную в кольцевом пространстве между корпусом 3 резервуара и флотационной зоной, где медленно опускается вниз. Дисперсные частицы, которые хорошо смачиваются водой, не захватываются пузырьками газа во флотационной зоне, а под действием силы тяжести осаждаются вниз во флотационной и отстойной зонах, откуда осадок выводится через соответствующие перфорированные трубы и патрубки 9 и 10. Очищенная вода выводится через кольцевой перфорированный коллектор и патрубок 8. Резервуар-флотатор герметизирован, поэтому выделяющийся из воды газ выводится сверху резервуара через патрубок 7. Содержание примесей (мг/л) в сточной воде, поступающей в резервуар-флотатор на очистку, должно быть: нефти — 300, механических примесей — до 300. Остаточное содержание в очищенной воде, выходящей из резервуара-флотатора, составляет (мг/л): нефти — 4—30, механических примесей — 10—30.

Для повышения эффективности процессов флотации и электрофлотации в обрабатываемую сточную воду вводят химические реагенты, которые по механизму действия на дисперсные частицы подразделяются на две группы: коагулянты и флокулянты. Коагулянты - это электролиты, добавление которых в сточную воду приводит к объединению мельчайших дисперсных частиц в достаточно крупные соединения с последующим их осаждением.

Флокулянты - это высокомолекулярные водорастворимые полиэлектролиты. Механизм их действия заключается в том, что длинные цепи молекул полиэлектролита адсорбируются своими активными центрами (гидрофильными группами) на поверхности дисперсных частиц, что приводит к хлопьеобразованию (флокуляции). В отличие от коагуляции при флокуляции дисперсные частицы не контактируют друг с другом, а разделены мостиком из молекулярной цепи флокулянта. В качестве флокулянта используется водорастворимый полимер полиакриламид (ПАА).

Эффективность коагулянтов и флокулянтов существенно возрастает при их совместном применении в процессе очистки сточных вод. При этом дозировка флокулянтов в десятки или даже в сотни раз меньше, чем коагулянтов.

а — подрусловый водозабор: I — обсадная труба: 2 — эксплуатационная колонна; 3 — фильтр; 4 — вакуумный резервуар; 5 — вакуум-компрессор;? и 9 — насосы; 7 — железобетонный колодец; 8 — резервуар чистой воды: б — водозабор открытого водоема: / — прием насоса; 2 — приемная труба; 3 — площадка; 4 — сван; 5 — насосная станция первого подъема

В открытых водозаборах (см. рис.6.5,б) загрязненная вода из реки по трубе 2 поступает на насосную станцию первого подъема 1 (см. рис.6.5). Из насосной станции первого подъема загрязненная вода поступает в смеситель 3, куда одновременно дозатором 2 непрерывно подается коагулянт (сернокислый алюминий Аl₂(SO₄)₃18Н₂O или железный купорос FeS0₄. Из смесителя 3 загрязненная вода вместе с коагулянтом поступают в осветлитель (отстойник) 4, где в результате реакции образуется гидроокись алюминия А1(ОН)₃ или гидроокись железа Fe(ОН)₃, которые осаждаются в виде хлопьев, увлекая за собой механические частички, содержащиеся в воде. Из осветлителя 4 в основном очищенная вода поступает дополнительно на попеременно работающие песчаные фильтры 5, а из них самотеком в резервуары чистой воды 6. Из резервуаров 6 вода поступает на приемы насосной станции 7 второго подъема, из которой она транспортируется в магистральный водовод, а затем через КНС в нагнетательные скважины.

Водозаборные сооружения строятся для обеспечения месторождения необходимым количеством воды для заводнения в течение всего периода его разработки. Водозаборные сооружения должны строиться по возможности вблизи районов заводнения и отличаться простотой технических решений и экономичностью капитальных и эксплуатационных расходов. Этим требованиям наиболее полно отвечают водозаборы, базирующиеся на грунтовых водах. Состав грунтовых вод практически не изменяется по сезонам года, и они, как правило, содержат мало взвешенных твердых частиц и могут использоваться для заводнения без очистки.

В районах, бедных грунтовыми водами, могут быть использованы воды открытых водоемов — рек, озер, водохранилищ, мо рей. Однако поверхностные воды значительно уступают по качеству грунтовым водам и подлежат обработке на водоочистных станциях.

Водозаборы грунтовых вод разделяются на подрусловые и артезианские. В практике заводнения большее распространение получили подрусловые водозаборы, схема которых приводится рис. а. В пойменной части реки бурят водоотбирающие скважины глубиной 20—30 м, обсаживают их трубами диаметром 300 мм, в которые спускают водоподъемные трубы диаметром 200 мм. Водоотбирающие скважины могут работать как на само-изливе (сифон) за счет поддержания в вакуум-котлах постоянного вакуума, равного 650 мм рт. ст., так и при помощи индивидуальных насосов, установленных на устьях водоотбирающих скважин. Для заводнения Туймазинского месторождения на реке Ик пробурено, например, 20 водоотбирающих скважин с общей производительностью 20 тыс. м³/сут.

При наличии высоконапорных вод в разрезе пластов давление в залежи можно поддерживать путем непрерывного перепуска воды из этих пластов в продуктивный коллектор. Применяются также схемы перекачки воды по стволу скважины из одного пласта в другой погружными центробежными электронасосами. Такие схемы получают широкое распространение на месторождениях Тюменской области.

На рис. бпоказано водозаборное сооружение из открытого водоема, вода которого нагнетается насосами на водоочистную станцию.

Стабилизация нефти осуществляется в соответствии с требованиями стандарта на подготовку, для получения нефти с давлением насыщения паров ниже предельного (которое определяется стандартом). Стабилизация нефти осуществляется в узле стабилизационной установки комплексной подготовки нефти (УКПН). Принципиальная схема:

12-блок нагрева обезвоживания и обессоливания, 26-горячая товарная нефть после узла обессоливания и обезвоживания, 27-стабилизационная колонна (120-320⁰ С), 28-узел нагрева, 29-дренаж, 30-узел отбора конденсата (ШФЛУ), 31-стабилизированная нефть, 32-холодильник, 33-товарный парк, 34-стабилизированная нефть к потребителю, 35-сепаратор, 36-насос, 37-ШФЛУ потребителю (в продуктопровод), 38-ШФЛУ на орошение, 39-газ на факел (или на местные нужды), 40-холодильник, 41-узел орошения.

Работа: горячая нефть после узла обессоливания и обезвоживания нагревается в нижней части (27) от 120 до 370⁰ в зависимости от фракционного состава. Стабилизированная нефть направляется в товарный парк. Испарившиеся легкие фракции поднимаются в верхнюю часть стабилизационной колонны, на встречу им подается холодный конденсат, скондинсированные ШФЛУ направляются в сепаратор (35), после чего в продуктопровод (37), а часть через холодильник (40) на орошение в стабилизационную колонну (41).

Абсорбционная осушка газа применяется для извлечения из газа водяных паров и тяжелых углеводородов. Для осушки газа в качестве абсорбента используются гликоли, а для извлечения тяжелых углеводородов - углеводородные жидкости. Абсорбенты, применяемые для осушки газа, должны обладать высокой взаиморастворимостью с водой, простотой и стабильностью при регенерации, низкой вязкостью при температуре контакта, низкой коррозионной способностью, не образовывать пен или эмульсий.

Процесс абсорбции осуществляется в вертикальном цилиндрическом сосуде-абсорбере. Газ и абсорбент контактируют на тарелках, смонтированных внутри аппарата, перемещаясь противотоком: газ поднимается снизу вверх, а абсорбент стекает сверху вниз. Абсорбент по мере своего движения насыщается поглощаемыми им компонентами или влагой и через низ колонны подается на регенерацию. С верха колонны уходит осушенный газ. Эффективность абсорбции зависит от температуры и давления, числа тарелок в абсорбере, количества и качества абсорбента.

В настоящее время практически на большинстве промыслов осушка газа производится жидкими поглотителями [64].

Для абсорбционной осушки газа применяют в основном ди-этиленгликоли (ДЭГ) и триэтиленгликоли (ТЭГ); при осушке впрыском в качестве ингибитора гидратообразования используется этиленгликоль (ЭГ).

Технологическая схема осушки газа жидкими поглотителями представлена на рис.

Газ, освобожденный от капельной влаги в нижней скрубберной секции абсорбера, осушается раствором гликоля. Осушенный газ проходит верхнюю скрубберную секцию, где от него отделяются капли унесенного раствора гликоля, и поступает в газопровод,

Насыщенный влагой раствор гликоля подвергается регенерации в десорбере.

Рис.. Принципиальная технологическая схема осушки газа жидкими поглотителями.

1 - абсорбер; 2 — выветриватель; 3 — отпарная колонна (десорбер); 4 — теплообменник;

5 - кипятильник; 6 - холодильник; 7 — промежуточная емкость; 8 — насос. Потоки: I - сырой газ; II - осушенный газ; III - газы выветривания; IV - водяной пар; V - регенерированный абсорбент; VI - свежий абсорбент, VII — газовый конденсат.

В промышленности приходится иметь дело с водными растворами гликолей. На рис. а, б представлены графики зависимости точки росы осушенного газа от концентрации растворов ДЭГ и ТЭГ и температуры контакта.

Рис.. Зависимость точки росы осушенного газа от температуры контакта и концентрации растворов гликолей: а-ТЭГ; б —ДЭГ.

Адсорбционная осушка газа применяется для получения низкой «точки росы» (-20-30°С), которая необходима при транспорте газа в северных районах страны. Одним из важных преимуществ адсорбции является то, что не требуется предварительной осушки газа, так как твердые адсорбенты, наряду с жидкими углеводородами, хорошо адсорбируют и влагу. В качестве адсорбента используют твердые пористые вещества, обладающие большой удельной поверхностью.

Сущность адсорбции состоит в концентрировании вещества на поверхности или в объеме микропор твердого тела.

Для осушки газа на промышленных установках применяются силикагель (наиболее распространенный осушитель), алюмогель, активированный боксит (флорид) и молекулярные сита [64],

Установки адсорбционной осушки имеют 2-4 адсорбера. Полный цикл процесса осушки твердыми поглотителями состоит из трех последовательных стадий: адсорбции продолжительностью 12-20 ч; регенерации адсорбента в течение 4-6 ч и охлаждения адсорбента в течение 1-2 ч. Технологическая схема осушки газа представлена на рис.

Рис.. Технологическая схема осушки газа твердыми поглотителями. 1 — сепаратор; 2 и 7 - слив воды; 3 — нагреватель; 4 и 5 - адсорберы; 6 - сепаратор; 8 - теплообменник. Потоки: I - влажный газ; II - осушенный газ; III - обводная линия.

Газ после сепаратора, где происходит его очистка от механических примесей, капельной влаги и жидких углеводородов, поступает в адсорбер с регенерированным осушителем. Адсорбент поглощает влагу, содержащуюся в газе, после чего очищенный газ из аддсорбента направляется в магистральный газопровод. Часть сырогоотсепарированного газа подается в подогреватель, а затем - в адсорбер с увлажненным осушителем для регенерации. Горячий газ 'после регенерации осушителя охлаждают и направляют в сепаратор для отделения влаги, удаленной из осушителя и выделившейся ' при охлаждении газа. После отделения влаги газ смешивается с основным потоком сырого газа и поступает на осушку. Охлаждение адсорбента осуществляют холодным осушенным газом. В установках с адсорбционным процессом достигается весьма низкая точка росы (-40°С и ниже).

Предназначение системы сбора и подготовки скважинной продукции

Система сбора и подготовки предназначены и должны обеспечивать:

1. автоматич измерение кол-ва нефти, газа и воды по каждой скважине.

2. герметизированный сбор нефти газа и воды от скважины к магистральному трубопроводу

4. возможность ввода в эксплуатацию, части м/я с полной утилизацией попутного нефтяного газа.

5. Надежность эксплуатации технологических установок, возможность полной их автоматизации

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: