Меню Рубрики

Установки для сбора и транспортировки газа

Оборудование установок подготовки нефти и газа к дальнему транспорту

Показатели качества нефтей, транспортируемых по магистральным нефтепроводам, регламентированы ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические требования».Показатели качества (зависят от класса нефти): содержание воды (% от массы); концентрация хлористых солей (мг/л); количество механических примесей (по массе, %); содержание серы (%); плотность при 20°С (кг/м 3 ); давление насыщенных паров при температуре нефти в пункте сдачи.

Как правило, подготовка нефти осуществляется термохимическим способом, т.е. включает сепарацию, отстой, деэмульсацию. Основная задача подготовки нефти это разделение эмульсии, которое осуществляется в отстойниках за счет изменения направления движения, в каплеуловителе за счет химического воздействия ПАВ.

Оборудование установок подготовки нефти. Оно состоит из сепараторов, отстойников, теплообменников, нагревателей или печей, электродигидраторов, запорной и регулирующей арматуры, насосов, емкостей, предназначенных для смешения различных жидкостей и реагентов и некоторых приспособлений и устройств, повышающих эффективность работы установок подготовки. В установке подготовки нефти основным оборудованием являются:

Сепараторы предназначены для разгазирования нефти. В большинстве нефтяных сепараторах основные элементы, обеспечивающие сепарацию, делятся на четыре группы, каждая из которых образует секцию. Название секции отражает технологический процесс, реализуемый элементами:

1. основная сепарационная секция – обеспечивает грубое отделение нефти и газа, в основном за счет использования центробежный и гравитационных сил. Интенсивность процессов в этой секции определяется конструкцией ввода нефти в сепаратор;

2. осадительная секция – происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационных секций, для этого поток нефти направляется тонким слоем по наклонной секции. Эффективность работы секции определяется протяженностью плоскости и составом продукции;

3. секция сбора нефти – для плавного и равномерного отбора нефти из сепараторов устанавливаются перегородки, которые называются успокоителями уровня и отбор осуществляется при срабатывании исполнительного механизма по команде датчика уровня;

4. каплеуловительная секция – является аккумулятором мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа. Поскольку работа нефтегазовых сепараторов осуществляется с пульсирующим потоком несжимаемой жидкости, то необходимы меры по снижению пульсаций потока и обеспечению плавного разгазирования нефти. Для обводненных нефтей, образующих устойчивые эмульсии, эффективно использование трехфазного сепаратора.

Основная разновидность приемов обезвоживания нефтяных эмульсий – гравитационный отстой. Это процесс реализуется в отстойниках, в которых разделение происходит за счет разности плотности жидкостей, следовательно скорости их осаждения. Отстойники используются для разделения уже частично или полностью разрушенных эмульсий. Устанавливаются на УПН либо для предварительного сброса воды, либо после деэмульсаторов печей для окончательного обезвоживания нефти. Используются отстойники непрерывного отстоя горизонтальные или вертикальные. Для окончательного отстоя отличительной особенностью аппаратов является ввод эмульсий через перфорированный патрубок и отбор нефти через перфорированный сборник. Отстойники могут быть соединены последовательно или параллельно. Параллельное соединение приводит к неравномерной загрузке их нефтью и водой. В результате чего нарушается технологический режим их работы. При последовательном соединении будет происходить более тщательное отделение воды от нефти, поскольку длительность отстоя увеличивается, но тем самым и удорожается процесс подготовки.

Температура подогрева эмульсий является одним из важнейших факторов обеспечивающих эффективность обезвоживания и обессоливания нефтей. Наиболее оптимальными температурами подогрева являются 50-60 ˚С, поскольку при более высоких температурах происходит интенсивное разгазирование нефти и для сохранения ценных углеводородов необходимо высокое давление, что требует дополнительного оборудования повышенной прочности и ведет к значительному удорожанию продукции. Для подогрева используют печи трубчатые, в блочном исполнении типа ПТБ-10.

Предназначены для промысловой электрообработки, т.е. для разделения неустойчивых эмульсий образовавшихся в следствии подачи пресной воды в поток практически готовой нефти, для растворения кристаллов минеральных солей используются электродегидраторы. Они эффективны для обессоливания средних, тяжелых и вязких нефтей. Плотность нефти больше либо равна 820 кг/м 3 . Если безводную нефть поместить между двумя плоскими параллельными электродами, находящимися повысоким напряжением, то возникает однородное электрическое поле, силовые линии которого расположены параллельно друг – другу. Если в это поле поместить эмульсию, т.е. обводненную нефть, то однородность поля нарушается и в результате индукции капли воды располагаются вдоль электрического поля, а электрические заряды располагаются в вершинах этих капель. Капли приходят в упорядоченное движение и укрупняются. В поле переменного тока происходит непрерывное движение капель воды. В результате разрушаются оболочки этих капель, происходит их укрупнение и отделение от нефти. Основные факторы, влияющие на разрушение капель – напряженность, частота электрического поля. Электродегидраторы работают при напряжении 10 – 45 кВ и на токах промышленной частоты 50 Гц.

Читайте также:  Установка видеорегистратора supra scr 600

Электродигираторы устанавливается в конце технологической цепочки подготовки нефти, но в некоторых установках разрушение эмульсий при помощи электрического поля не используется, т.к. приводит к снижению качества некоторых нефтей.

Вследствие того, что природный газ транспортируют на большие расстояния от мест добычи до потребителя по магистральным газопроводам, пересекающим различные климатические зоны, особое значение приобретает вопрос качественной его обработки и осушки до точки росы, исключающей конденсацию воды из газа.

Наличие в газе влаги, жидких углеводородов, агрессивных и механических примесей снижает пропускную способность газопроводов, повышает расход ингибиторов, усиливает коррозию, увеличивает потребную мощность компрессорных агрегатов, способствует забиванию линий контрольно – измерительных и регулирующих приборов.

Все это снижает надежность работы технологических систем, увеличивает вероятность аварийных ситуаций на компрессорных станциях и газопроводах. Поэтому газ перед транспортом подготавливают.

Промысловая подготовка газа – это разделение многокомпонентных газообразных или жидких смесей с использованием сепарации, фильтрации, абсорбции, адсорбции, ректификации и экстракции.

Сепарационные процессы – отделение жидких или твердых частиц газа, наиболее распространены при подготовке в заводских условиях.

Технологические схемы практически всех промысловых установок и дожимных компрессорных станций (ДКС) включают в себя те или иные сепарационные процессы, которые служат для разделения жидких и газовых фаз, образовавшихся при изменении температуры и давления смеси, а также для отделения механических примесей из газов и жидкостей.

В установке подготовки газа основным оборудованием являются:

1. Сепараторы. На промысловых установках по подготовке газа к транспорту с использованием любых методов извлечения воды и жидких компонентов из газа применяют сепараторные конструкции, принцип действия которых основан на различии физических свойств компонентов смеси. Наиболее широко используют гравитационный и инерционный принципы отделения газа от капельной жидкости и механических примесей.

По конструктивному оформлению сепараторы, использующие инерционный принцип, подразделяются на два типа:

1) жалюзийные, в которых жидкость от газа отделяется за счет многократного изменения направления движения потока газа;

2) циклонные, в которых сепарация осуществляется созданием закрученного потока газа.

Имеются также сепараторы, в которых использованы оба указанных принципа.

По геометрическим формам сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и сферические (сферическая форма в отечественной газопромысловой практике не нашла широкого распространения).

1) Сепарационную секцию. Сепарационную секцию условно можно разделить на первичную и вторичную. Первичная служит для отделения основной крупнодисперсной массы жидкости от газового потока. Для увеличения эффективности работы ее входной патрубок располагают тангенциально, а при прямом вводе газового потока перед ним устанавливают отражающую перегородку. Жидкость отделяется от газа в результате действия центробежной силы при тангенциальном вводе или в результате изменения направления потока при прямом. Вторичная сепарационная, или осадительная, секция предназначена для удаления среднедисперсной части жидкости. Основной принцип сепарации в ней – гравитационное осаждение, которое проявляется при малых скоростях газа. Главное требование гравитационного осаждения – уменьшение турбулентности, поэтому в некоторых конструкциях сепараторов предусматривают специальные приспособления, выпрямляющие поток.

Читайте также:  Установки датчика давления коллектора

2) Коагуляционная секция (экстрактор тумана) служит для удержания мелких капель жидкости, не осевших в осадительной секции. Для коагуляции и улавливания мелких капель употребляют различного вида жалюзийные насадки, в которых используют инерционные силы и большую поверхность контакта с сепарируемой средой. Капельки малых размеров (диаметром менее 100 мкм) уносятся с жалюзийной насадки и улавливаются в экстракторе тумана, состоящем из набора проволочных сеток (капилляров).

3) Сборная секция. Секция сбора служит для накопления и удаления отсепарированной жидкости. Она должна иметь достаточный объем и располагаться так, чтобы сепаратор нормально работал при неравномерном потоке, а отсепарированная жидкость не мешала течению газа.

2. Пылеуловители. По принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей подразделяются на следующие:

— работающие по принципу «сухого» отделения пыли; в таких аппаратах отделение пыли происходит в основном с использованием сил гравитации и инерции; к ним относятся циклонные пылеуловители, гравитационные сепараторы, различные фильтры (керамические, тканевые, металлокерамические и другие);

— работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли; в этом случае удаляемая из газа взвесь смачивается промывочной жидкостью, которая отделяется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации и очистки и затем возвращается в аппарат; к ним относятся вертикальные и горизонтальные масляные пылеуловители и другие;

— использующие принцип электроосаждения; данные аппараты почти не применяют для очистки природного газа.

3. Фильтры-сепараторы.Эти аппараты представляют собой обычные сепараторы с осадочными элементами, которые способствуют укрупнению капель при прохождении через них продукции. Фильтры – сепараторы изготавливаются как в вертикальном, так и в горизонтальном исполнении, с широким набором фильтрующих материалов.

4. Абсорберы и адсорберы.При больших объемах транспортируемого газа его осушка является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в магистральном газопроводе. Газ осушают на специальных установках жидкими или твердыми веществами.

Абсорбция – избирательное поглощение газов или паров жидкими поглотителями-абсорбентами. В этом процессе происходит переход вещества или группы веществ из газовой или паровой фазы в жидкую.

Примером абсорбционного процесса может служить гликолевая осушка природного газа. В процессе абсорбции гликоль (ДЭГ, ТЭГ) поглощает пары воды из природного газа. Регенерированный раствор снова возвращается в абсорбер.

Адсорбция – это поглощение вещества поверхностью твердого поглотителя, называемого адсорбентом. В газовой промышленности для осушки газов и жидкостей в качестве адсорбентов применяются активированная окись алюминия, алюмогели, силикагели и цеолиты (молекулярные сита); для очистки от кислых компонентов – цеолиты, для извлечения из газа углеводородных компонентов – активные угли и силикагели. Адсорбционные свойства адсорбентов существенно зависят от способа их приготовления и активации.

5. Установки низкотемпературной сепарации.Такие установки включают в себя первичный сепаратор высокого давления для удаления капельной жидкости и механических примесей, вторичный сепаратор для разделения газожидкостной смеси и устройство для отвода газового конденсата и регулирования процесса дросселирования газа. Установка снабжена несколькими регуляторами уровня и главным дроссельным клапаном; регуляторы служат для спуска воды и вывода газового конденсата из сепаратора. Установки такого типа обычно монтируют при скважинах с небольшим дебетом.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

источник

Сбор и транспорт газа на месторождениях

ЛЕКЦИЯ 17. ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

На каждом газовом месторождении имеется определенное количество эксплуатационных скважин, расположенных по всей площади и предна­значенных для добычи газа и конденсата. Для получения товарного газа продукцию всех скважин необходимо собрать, провести сепарацию по раз­делению газа, воды, конденсата, очистить от механических примесей, т.е. газ нужно собрать и подготовить к дальнему транспорту. Весь названный комплекс работ выполняет система сбора, подготовки и транспорта газа.

Читайте также:  Установка а91 на филдер

Система включает в себя: межпромысловые и внутрипромысловые га­зопроводы различного назначения (шлейфы эксплуатационных скважин, газосборные коллекторы, ингибиторопроводы); пункты промыслового сбо­ра и подготовки газа и конденсата, называемые УКПГ — установки ком­плексной подготовки газа.

При разработке газовых месторождений с незначительным содержа­нием конденсата в пластовом газе применяют 4 схемы внутрипромыслового сбора газа: линейную, кольцевую, лучевую, групповую. Названные схе­мы сбора газа обусловлены: формой площади месторождения, числом и размещением эксплуатационных скважин, числом объектов эксплуатации, составом газа, методами промысловой обработки газа (Рис. 21,22,23,24).

Приведенные схемы сбора газа имеют общие недостатки:

— промысловое оборудование расположено на значительной террито­рии месторождения;

— требуется большое число квалифицированного персонала для обслу­живания промысловых сооружений;

— значительная длина промысловых дорог, металлоемкость коммуни­каций водоснабжения, теплоснабжения, доставки реагентов;

— сложность внедрения автоматизации производства.

В последнее время на месторождениях газа в Западной Сибири широ­кое распространение получила групповая схема сбора газа и конденсата.

При такой схеме газ от группы скважин (6-12-24 и более) без дроссе­лирования на устье по шлейфам высокого давления поступает на УКПГ, где осуществляется его сепарация, осушка, очистка от механических при­месей, предупреждение гидратообразования, делаются замеры дебитов.

Каждая УКПГ подключается к промысловому газосборному коллек­тору, по которому подготовленный газ попадает в магистральный газопро­вод. Количество УКПГ на месторождении зависит от размера газоносной площади и ее формы, от дебитов, давлений и температур газа на устьях скважин.

Применяется при вытянутой площади месторождения

Применяется при раздельной эксплуатации самостоятельных объек­тов с различными пластовыми давлениями и разным составом пластового газа.

Применяется на больших по размерам площадях газоносности и с большим числом скважин.

При групповой схеме сбора большинство операций, в том числе управление работой скважин, производится централизовано. Следователь­но, она более экономична, менее металлоемкая. Требуется меньше затрат на водопроводы, котельные установки, линии электропередач, снижается численность обслуживающего персонала.

Для расчета пропускной способности промысловых газосборных кол­лекторов (шлейфов от скважин до УКПГ) используют формулу

(17.1)

где относительная плотность газа;

L — длина газосборного коллектора;

— коэффициент гидравлического сопротивления;

Д — внутренний диаметр газосборного коллектора;

Е — поправочный коэффициент. Остальные обозначения извест­ны.

Обычно внутренний диаметр шлейфа единичной скважины равен 102 мм, 125 мм, 150 мм. При движении газа с куста скважин до установки (УКПГ) диаметр выкидной линии равен 200, 325, 423 мм. Внутренний диа­метр газосборного промыслового коллектора изменяется от 500 до 1420 мм.

Внутренний диаметр шлейфа определяется из расчета на максималь­ный дебит скважины. Потери давления не должны быть больше 0,05-0,1 МПа на 1 км длины шлейфа.

Давление в любой точке линейного участка газопровода может быть определено по формуле

(17.2)

где X — расстояние от начала газопровода;

, — давление в начале и конце газопровода.

Поддается расчету и температура в любой точке газопровода. В зави­симости от расхода газа, перепада давления, теплофизических свойств грунта, самого газа температура газа в любой точке определяется по урав­нению

(17.3)

где — температура газа в начале газопровода, °С;

температура грунта на глубине заложения трубы, °С.

— теплопередача, ккал/м.ч.град;

— коэффициент Джоуля-Томсона, С/кгс/см 2 ;

— теплоемкость газа при P=const, ккал/кг·град;

Q — массовый расход газа кг/час.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: На стипендию можно купить что-нибудь, но не больше. 9453 — | 7495 — или читать все.

источник