Чухарева Н.В., Рудаченко А.В., Бархатов А.Ф., Федин Д.В. Транспорт скважинной продукции

Подождите немного. Документ загружается.

ровочные плунжерные насосы производительностью 100 л/ч. Состав аб-

сорбента: водный раствор сульфата железа и аммиачная вода.

Технологическая схема опытно-промышленной установки приво-

дится на рис. 3.85.

Рис. 3.85. Схема опытно-промышленной установки очистки газа от серово-

дорода [63]

Установка работает следующим образом. Сероводородсодержащий газ

со скважины поступает в горизонтальный сепаратор СГ-2, где от газа отде-

ляется капельная жидкость, которая через задвижку 1 направляется на ути-

лизацию. Через задвижки 2, 3 и замерную диафрагму, а затем через задвиж-

ку 4 газ поступает в линию подачи абсорбента и далее газожидкостная

смесь поступает в абсорбер.

Водный раствор сульфата железа из Е-2 насосами Н-3 и Н-4 по трубо-

проводу подается в абсорбер, а насосами Н-1 и Н-2 закачивается

аммиачная

вода. Оба раствора смешиваются после задвижек 5–9, после задвижки 10

абсорбент смешивается с газом и далее газожидкостная смесь через за-

движку 11 абсорбер А-3. Газожидкостная смесь отработанного абсорбента и

очищенного газа через задвижки 12 и 13

поступает в сепаратор С-1. С верха

сепаратора С-1 очищенный газ поступает во второй вертикальный сепара-

тор СВ-1, после чего через задвижку 14 поступает в магистральный газо-

провод. Отработанный абсорбент выводится снизу А-3 через задвижку 16 в

емкость отработанного раствора Е-3. В эту же емкость через задвижки 15 и

16 поступает отработанный абсорбент из сепаратора С-1.

Результаты испытаний

позволяют сделать ряд выводов:

• технология с использованием в качестве поглотительного раствора

водного раствора сульфата железа и аммиака способна обеспечить в

условиях прямотока глубокую очистку газа от сероводорода. Оста-

151

точное содержание сероводорода в очищенном газе не превышает 7

мг/м

, что соответствует норме ОСТ 51.40-93.

• для очистки газа от сероводорода с использованием водных раство-

ров сульфата железа и аммиака могут применяться прямоточные

насадочные аппараты. Это упрощает технологию и снижает ее ме-

таллоемкость, что особенно важно в условиях промысла.

• при высоких концентрациях диоксида углерода в газе, когда отноше-

ние C

CO2

H2S

>100 разработанная технология позволяет обеспечить

селективное извлечение сероводорода из газа. Селективность являет-

ся одним из главных требований к технологии промысловой очистки,

так как этим определяется расход реагентов [63].

Обычно очистка газа от углекислого газа проводится одновременно

с его очисткой от сероводорода, т.е. этаноламинами (рис. 3.86). При вы-

соком содержании СО

(до 12…15 %) и незначительном содержании

применяют очистку газа под давлением (рис. 3.87) [5].

Рис. 3.86. Схема очистки газа от се-

роводорода [5]:

1 – абсорбер; 2 – выпарная ко-

лонна (десорбер); 3 – теплообменник;

4, 8 – холодильник; 5 – ёмкость –

сепаратор; 6, 7 – насосы

Рис. 3.87. Схема очистки газа от двуоки-

си углерода водой под давлением [5]:

1 – реактор; 2 – водоотделитель; 3, 6 –

насосы; 4 – экспанзер;

5 – дегазационная колонна

Газ, содержащий СО

подаётся в реактор 1, заполненный желез-

ными или керамическими кольцами Рашига (рис. 3.88), которые оро-

шаются водой под давлением. Очищенный газ проходит водоотдели-

тель 2 и затем идёт по назначению. Вода, насыщенная углекислым га-

зом, насосом 3 подаётся в экспанзер 4 для отделения СО

методом раз-

брызгивания. Для полного удаления СО

вода подаётся в дегазацион-

ную градирню 5, откуда насосом 6 возвращается в ёмкость 1.

Кольца Рашига – предназначены для заполнения рабочих объёмов насадочных

колонн и аппаратов с целью повышения интенсивности тепло- и массообменных

процессов в оборудовании химической, нефтехимической, нефтеперерабатываю-

щей и др. отраслей промышленности, систем канализации и водоснабжения, про-

152

изводства аммиака и минеральных удобрений.

Выделяемый СО

используется

для производства соды, сухого льда и

др.

Автор работы [64] предлагает пе-

ресмотреть существующую систему

сбора и подготовки газа и предлагает

новую технологию подготовки и транс-

портировки природного газа.

Рис. 3.88. Кольца Рашига

Суть новой технологии подготовки транспортировки газа состоит в том,

что часть газа или весь газ каждой скважины сжижают, повышают давление

полученного криогенного продукта до требуемых значений, регазифициру-

ют криогенный продукт теплым газом скважины и направляют его в МГ.

При охлаждении и сжижении газа присутствующая в нем влага и углекис-

лый газ вымораживаются, а тяжелые фракции конденсируются и утилизи-

руются. По все

й трассе перекачки газа процессы сжижения, повышения дав-

ления криогенной жидкости и регазификации теплым исходным газом по-

вторяют периодически в местах большого отбора газа потребителями.

Предлагаемая технология поясняется схемами, показанными на

рис. 3.89. и 3.90.

Рис. 3.89. Схема подготовки газа на промысле [64]:

1 – двухблочный сепаратор – теплообменик; 2 – отвод газа высокого давле-

ния потребителям; 3 – компрессор; 4 – установка получения сжиженного

природного газа; 5 – насос перекачки потребителям; 6 – емкость сбора не-

стабильного конденсата; 7 – криостат: 8 – криогенный насос высокого

давления; 9 – насос высокого давления для закачки конденсата в пласт; 10 –

сборник конденсата; ВД и НД – высокое и низкое да

вление

153

Рис. 3.90. Схема транспортировки газа [64]:

1 – двухблочный сепаратор–теплообменик; 2 – отвод газа высокого давле-

ния потребителям; 3 – компрессор; 4 – установка получения сжиженного

природного газа; 5 – криостат; 6 – криогенный насос высокого давления

Предлагаемая технология позволяет начать добычу газа сразу же

после сдачи скважины в эксплуатацию, не дожидаясь постройки УКПГ.

При этом для осушки и очистки газа не потребуются в прежних объемах

гликоли с системами их очистки и хранения. Возможен подбор опти-

мального режима эксплуатации каждой скважины, что исключит выно-

сы механических примесей (песка) из пласта на забой скважины и зна-

чительно увеличит срок их эксплуатации до капитального ремонта,

Охлажден

ие и сжижение всего объема газа, выходящего из сква-

жины, обеспечивает более глубокую его осушку, чем того требует ОСТ

5140-93, т. е. получение продукта более высокого качества и цены. Не-

стабильный конденсат, получаемый в установке сжижения, можно ис-

пользовать на промысле как цетаноувеличивающую добавку к дизель-

ному топливу.

Работа комплексов подготовки и транспортировки газа всле

дствие

простоты и надежности используемого оборудования может быть пол-

ностью автоматизирована, а для отслеживания работы автоматики по-

требуется минимальное число операторов.

В систему подготовки скважинной продукции могут включаться

системы по переработке попутного нефтяного газа. Краткий аналитиче-

ский обзор данной проблемы приведен в приложение 2.

154

Контрольные задания

Входной контроль

1. Какие установки не применяются при типовой схеме сбора и подготовки

нефти, газа и воды: а) – газораспределительные станции; б) – система

контроля количества и качества нефти; в) – установки предварительного

сброса воды; г) – дожимные насосные станции; д) – автоматизированные

групповые замерные установки; е) – штанговые глубинные насосы; ё) –

установки электроцентробежных насосов; ж) –установки комплексной

подготовки нефти; з) – компре

ссорные станции; и) –блочные кустов

ые

насосные станции.

2. На какой установке происходит основной сброс пластовой воды: а) – ус-

тановка предварительного сброса пластовой воды; б) – дожимная насос-

ная станция; в) – автоматизированная групповая замерная установка; г)-

установка электроцентробежного насоса; д) – штанговый глубинный на-

сос.

3. Установите последовательность процесса подготовки нефти. Из предло-

женных вариантов выберите верный.

Таблица 3.12

Последовательность процесса подг

отовки нефти

1 2 3

стабилизация нефти сепарация нефти стабилизация нефти

сепарация нефти

предварительное обез-

воживание с доведени-

ем остаточной воды в

нефти до величин не

более 10 %

сепарация нефти

предварительное обезво-

живание с доведением ос-

таточной воды в нефти до

величин не более 10 %

глубокое обезвожива-

ние и обессоливание,

после которого содер-

жание остаточной во-

ды не более 1,0 %

предварительное

обезвоживание с до-

ведением остаточной

воды в нефти до ве-

личин не более 10 %

глубокое обезвоживание и

обессоливание, после ко-

торого содержание оста-

точной воды не более 1,0

стабилизация нефти

глубокое обезвожива-

ние и обессоливание,

после которого со-

держание остаточной

воды не более 1,0 %

4. Выберите индивидуальную систему сбора газа на промысле из предло-

женных схем.

155

а)

б)

в)

г)

5. Какой из предложенных технологических процессов, может применять-

ся для обезвоживания и обессоливания нефти: а) – флотация; б) – грави-

тационный отстой нефти ; в) – деэмульсация; г) – горячий отстой нефти;

д) – ингибирование; е) – термохимические методы; ё) – коагулирование;

ж) – электрообессоливание и электрообезвоживание нефти.

6. Укажите системы сбора газа, на промыслах: а) – лупинговая; б) кольце-

вая; в) – и

ндивидуальная; г) – группо

вая; д) – централизованная.

7. Какие существуют системы сбора скважинной продукции. Из предло-

женных вариантов выберите верный: а) – самотечные двухтрубные; б) –

трехтрубные; в) – двухтрубные; г) – высоконапорная однотрубная; д) –

напорная система.

8. Укажите трехкомпонентные измерительные установки: а) – «ОЗНА Им-

пульс»; б) – «ОЗНА Массомер»; в) – «ОЗНА Микрон»; г) – «Спутник» со

счетчиком СКЖ; д) – «Дельта»;

е) «Мера».

9. Выберите из предложенных варианто

в методы, которые могут приме-

няться для измерения дебита скважин: а) – одиночный; б) – групповой;

в) – массовый; г) – объемный; д) – индивидуальный; е) – комбинирован-

ный.

10. Установите какие сепараторы относятся к сепараторам высокого давле-

ния. В которых поддерживается давление: а) – менее 2 МПа; б) – более 4

МПа; в) – от 2…4 МП

а.

11. Какие из предложенных веществ не применяются для осушки газа: а) –

диэтиленгликоль; б) – триэтиленгликоль; в) РЭД-1988; г) монопро

пи-

ленгликоль; д) деэмульгаторы бинарного действия.

156

Текущий контроль

1. Какие установки применяются при типовой схеме сбора и подготовки

нефти, газа и воды?

2. Что такое деэмульгатор? Какие деэмульгаторы вы знаете?

3. Назовите, какие методы применяются при очистки нефти от сероводо-

рода ? Охарактеризуйте эти методы.

4. Укажите достоинства и недостатки реагентов бинарного действия.

5. На каком этапе подготовки природного или нефтяного газа треб

уется

применение ДЭГ, ТЭГ и т.д.? Опишите

этот процесс.

6. Обоснуйте, почему требуется производить очистку нефти и газа от серо-

водорода. Укажите допустимое содержание сероводорода в соответст-

вии с требованием ГОСТ Р 51858-2002.

7. Что такое эмульсия? Какие виды эмульсий вы знаете? Каким образом

разрушают нефтяные эмульсии.

8. Какие технологи

и применяются при переработке попутного нефтяного

газа. Аргументиру

йте свой ответ.

9. Опишите в как осуществляется процесс стабилизации нефти.

10. Охарактеризуйте принцип работы сепараторов.

157

4. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Осложнения, вызванные коррозионными разрушениями

В процессе добычи нефти подземное и наземное оборудование

контактирует со сложной по составу газожидкостной смесью. Характер

и степень воздействия добываемой из пласта смеси на нефтепромысло-

вое оборудование зависит от способа разработки и эксплуатации место-

рождений, применяемой техники и технологии, режима работы и агрес-

сивности смеси, которая определяется физико-химическими свойствами

трех ее составляющ

их: нефти, минерализованной воды и газа.

Подтоварные воды (сточные и пластовые), являясь основной агрес-

сивной средой, благоприятствуют развитию интенсивной электрохими-

ческой коррозии оборудования.

4.1.2. Типы и виды коррозии

По площади повреждения коррозия бывает сплошная и местная.

Сплошная коррозия в зависимости от скорости распространения может

быть равномерной и неравномерной. Местная коррозия в зависимости

от механизма протекания реакции может быть в виде пятен, язв

, точеч-

ной (питтинг), избирательной, межкристаллитной, подповерхностной, а

также в виде коррозионного растрескивания (табл. 4.1).

На рис. 4.1 приведены примеры коррозионного повреждения про-

мысловых трубопроводов.

Рис. 4.1. Коррозия нефтесборного промыслового трубопровода

158

Таблица 4.1

Основные типы коррозионных повреждений

Название Рисунок

Сплошная коррозия

Равномерная

Неравномерная

Местная

Коррозия пятнами

Коррозия язвами

Точечная (питтинг)

Избирательная

Межкристаллитная

Коррозионное растрескивание

Подповерхностная

159

4.1.3. Основные механизмы коррозионного разрушения

Зная механизм протекания коррозии, то естьвыявив причины кор-

розии, можно более эффективно разрабатывать комплекс мероприятий

по предотвращению преждевременного разрушения трубопроводной

системы промыслов. Это является актуальной задачей предприятий до-

бычи углеводородов. Поэтому рассмотрим основные механизмы проте-

кания коррозии (рис. 4.2).

Рис. 4.2. Основные механизмы формирования коррозии

Механизм формирования очагов «канавочной» коррозии

Для обозначения разрушения металла в виде небольшого, продол-

говатого рва длиной 10…12 м и шириной 20…50 мм, визуально напо-

минающее канавку или ручеек, применяется условный термин «кана-

вочная» коррозия.

По одной из существующих научных гипотез образование кана-

вочной коррозии связаны с содержанием в трехфазном потоке механи-

ческих примесей, которые выпадают на дно трубы в процессе

транспор-

та нефти и при движении вызывают абразивный износ трубы по нижней

образующей, способствуя тем самым росту интенсивности коррозии в

данной области. Так как скорость течения жидкости, а, следовательно, и

твердых частиц на восходящих участках коллектора обычно значитель-

но ниже, чем нагоризонтальныхи нисходящих, то возможна концентра-

ция частиц и образование отложений в точках перегиба (рис. 4.3).

160