На промысле газ обрабатывают до определенной кондиции для обеспечения условий его транспортирования, извлечения углеводородного конденсата и других компонентов

В практике распространены три промысловых способа обработки газа:

Низкотемпературный, предназначенный для извлечения жидких углеводородов и влаги охлаждением пластового сырья;

2) абсорбция – для извлечения жидких углеводородов и воды погло-щающими жидкостями (маслами, гликолями);

3) адсорбция – для извлечения жидких углеводородов и воды твер-дыми поглотителями.

Низкотемпературный способ разделения газов позволяет извлекать тяжелые углеводороды и осушать газ при транспортировании однофазного компонента до необходимой точки росы по влаге и углеводородам.

Абсорбция — избирательное поглощение газов или паров жидкими поглотителями – абсорбентами. При этом происходит переход вещества или группы веществ из газовой или паровой фазы в жидкую. Абсорбция – избирательный и обратимый процесс. Переход вещества из жидкой фазы в паровую или газовую называется десорбцией. Обычно оба процесса объединяются в один производственный процесс.

При десорбции (проводимой после абсорбции) целевой компонент выделяется из жидкого поглотителя. Очевидно, что условия протекания абсорбции и десорбции прямо противоположны. В процессе абсорбции происходит растворение газа (пара) в жидкости; этому способствуют повышение давления и снижение температуры. При десорбции газ выделяется из раствора; этому способствуют понижение давления и повышение температуры. Абсорбент, поглотивший в процессе абсорбции целевые компоненты, называется насыщенным, или отработанным. Абсорбент, освобожденный в результате десорбции от целевых компонентов, называется регенерированным и после охлаждения может быть снова возвращен насосом на абсорбцию. Таким образом, получается замкнутая абсорбционно-десорбционная система.

Вопрос 37: Системы сбора нефти и газа,их характеристика

В большинстве случаев в промысловой практике приходится иметь дело с эмульсиями типа «вода в нефти». Отличительной особенностью этих эмульсий является то, что вода виде мельчайших капелек располагается внутри нефти.

Нефтяные эмульсии в большинстве случаев обладают высокой стойкостью. Простым отстоем отделить воду от нефти в них невозможно и для этого приходится прибегать к специальной обработке эмульсии.

Процесс подготовки нефти для ее переработки условно разделяется на две операции: обезвоживание (деэмульсация) и обессоливание. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1 – 2%, при обессоливании – от 0,1% до следов. Кроме того, при этом процессе удаляются соли. Это достигается пропусканием нефти через слой пресной воды, в результате чего соли, имеющиеся в нефти, растворяются и удаляются вместе с водой.

Процессы разрушения нефтяных эмульсии можно разделить на два этапа: первый – слияние капель диспергированной воды, а второй – осаждение укрупнившихся капель воды. Эти процессы можно осуществлять тепловым, химическим или электрическим способом.

При тепловом, или термическом способе эмульсионную нефть нагревают до 45 – 80° С. Во время последующего отстоя в течение нескольких часов вода частично отделяется от нефти и осаждается в резервуаре-отстойнике, откуда сбрасывается в канализационную сеть.

Тепловой способ деэмульсации нефти основан на том принципе, что при нагреве эмульсии ее вязкость снижается, капли воды соединяются друг с другом и осаждаются. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках или трубчатых печах.

Химический способ основан на воздействии химическими реагентами-деэмульгаторами на составные части эмульсии – нефть и воду.

В качестве деэмульгаторов используют различные неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ), изготовляемые на основе окиси этилена (ОП-10, проксанолы, дипроксамин, дисольван и др.). Расход этих деэмульгаторов при обезвоживании и обессоливании нефти небольшой – от 30 до 100 г на 1 т обработанной нефти.

При введении в эмульсионную нефть деэмульгатор вследствие растворимости в обеих фазах эмульсии свободно проникает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе вода – нефть, что способ-ствует разложению эмульсии.

Электрический способ разрушения эмульсии основан на появлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между этими капельками в результате действия переменного или постоянного тока высокого напряжения на электроды, опущенные в поток эмульсии. При электрической деэмульсации нефти в железный сосуд вводят изолированный от стенок сосуда электрод, по которому протекает электрический ток напряжением в несколько тысяч вольт. Вторым электродом являются стенки сосуда, заземленные и соединенные с трансформатором напряжения.

При прокачивании эмульсии между электродами, через которые пропускают ток высокого напряжения, эмульсия разрушается, освобожденные капельки воды соединяются в более крупные частички и вода постепенно оседает на дно сосуда.

Самостоятельно каждый из описанных способов деэмульсации нефти почти не применяют. Обычно деэмульсацию осуществляют комбинированным способом, например, тепловое воздействие комбинируют с химическим или термохимическое воздействие сочетают с электрическим.

Для обработки газа газовых и газоконденсатных месторождений применяют следующие технологические установки: а) низкотемпературной сепарации (работающие на холоде, получаемом за счет редуцирования газа высокого давления в штуцерах и предварительного охлаждения в рекуперативных теплообменниках перед дросселированием газа); б) низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом в специальных холодильных машинах; в) абсорбционной (гликолевой) осушки газа; г) адсорбции (короткоцикловые и длинноцикловые) для обезвоживания и отбензинивания газа в комплексе и без низкотемпературной сепарации на газовых и газонденсатных месторождениях; д) с вымораживателями, предназначенные в основном для газовых месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера.

Вопрос 39:Установка по комплексной подготовке нефти, применяемое оборудование. Лабораторная.

На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН – установка по комплексной подготовке нефти. УКПН представляет собой небольшой завод по первичной подготовке нефти (дегазация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация). В сырую нефть (рис. 15.1), поступающую по линии I, подается деэмульгатор (по линии II). Насосом 1 нефть направляется в теплообменник 2, в котором нагревается до 50-60°С горячей стабильной нефтью, поступающей по линии III, после стабилизационной колонны 8. Подогретая нефть в отстойнике первой ступени обезвоживания 3 частично отделяется от воды и проходит через смеситель 4, где смешивается с пресной водой, поступающей по линии V для отмывки солей, и направляется в отстойник второй ступени 5 и по линии VI в электродегидратор 6. Отделенная вода отводится по линиям IV. Обессоленная нефть насосом 14 направляется в отпарную часть стабилизационной колонны 8 через теплообменник 7. Нагрев нефти в теплообменнике 7 до 150-1600С осуществляется за счет тепла стабильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабилизационной колонны 8. В стабилизационной колонне происходит отделение легких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ. Внизу отпарной части стабилизационной колонны поддерживается более высокая температура (до 2400С), чем температура нефти, поступающей вверх отпарной части. Температура поддерживается циркуляцией стабильной нефти из нижней части стабилизационной колонны через печь 13. Циркуляция стабильной нефти осуществляется насосом 12 по линии X. В печи 13 может также подогреваться часть нестабильной нефти, которая затем подается вверх отпарной колонны по линии XI. В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются легкие фракции, которые поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны, где на тарелках происходит более четкое разделение на легкие и тяжелые углеводороды. Пары легких углеводородов и газ по линии VII из стабилизационной колонны поступают в конденсатор-холодильник 9, где они охлаждаются до 30°С, основная их часть конденсируется и накапливается в емкости орошения 10. Газ и несконденсировавшиеся пары направляются по линии VIII на горелки печи 13. Конденсат (широкая фракция легких углеводородов) насосом 11 перекачивается в емкости хранения, а часть по линии IX направляется вверх стабилизационной колонны на орошение. Часто для перемещения нефти от АГЗУ до ЦПС применяют ДНС – дожимную насосную станцию, т.к. пластового давления оказывается недостаточно. На ЦПС расположены также установки по подготовке воды – УПВ, на которой вода, отделенная на УКПН от нефти, подвергается очистке от частиц механических примесей, окислов железа и т.д. и направляется в систему поддержания пластового давления (ППД). В системе ППД подготовленная вода с помощью кустовых насосных станций (КНС) под большим давлением (до 20-25 МПа) через систему трубопроводов-водоводов подается к нагнетательным (инжекционным) скважинам и затем в продуктивные пласты.

Рисунок 15.1 – Технологическая схема УКПН:

1 – насос; 2 – теплообменник; 3 – отстойник (ступень обезвоживания);

4 – смеситель (с чистой водой); 5 – отстойник (1 ступени);

6 – электродегитратор; 7 – теплообменник (150 - 1600С);

8 – стабилизированная колонна (отпарная); 9 – холодильный конденсатор (до 300С); 10 – емкость орошения; 11, 12 – насос; 13 – печь; 14 – насос

Вопрос 40:Способы транспортирования нефти и нефтепродуктов. Лабораторная.