Технология приготовления полимерного раствора для закачки в пласт.

⇐ ПредыдущаяСтр 32 из 41Следующая ⇒

Полимерные растворы обычно применяют в виде оторочек размером 25-50 % от объема пор. Размер оторочки, тип полимера и его концентрация в растворе должны выбираться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородности пористой среды и солевого состава пластовой воды. При перемешивании полимерных растворов с пластовой водой происходит разрушение их структуры и снижение вязкости. В случае высокой минерализации воды концентрация полимера в растворе должна быть в 2-3 раза выше.

Давление для нагнетания для полимерного раствора всегда выше, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки, вследствие увеличения вязкости, вытесняющего агента и возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений. По этой причине полимерное заводнение может оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах.

Термополимерное воздействие на залежь высоковязкой нефти

В карбонатных коллекторах.

Технология термополимерного воздействия сочетает тепловое воздействие на пласт и полимерное заводнение. Осуществляется в 3 этапа: создается оторочка раствора полимера, затем теплоносителя, которые на заключительном этапе вытесняются ненагретой водой.

Термополимерное воздействие отличается от обычного полимерного заводнения тем, что раствор полимера предварительно нагревается на поверхности до температуры 90^оС, а затем нагнетается в пласт.

Нагрев полимерного раствора приводит к его частичной деструкции и потере свойств, приводящих к увеличению фильтрационных сопротивлений при движении его в пористой среде. Энергия, расходуемая на нагрев полимера тратится впустую, так как нагретый раствор поступает в пласт уже значительно остывшим из за больших потерь тепла при транспортировке его к забою скважины. При остывании в призабойной зоне пласта вязкость такого раствора может увеличиться на 1-2%. В то же время, из за уменьшения скорости фильтрации в пласте по мере удаления от призабойной зоны в соответствии с законом радиальной фильтрации, кажущаяся вязкость раствора и его фактор сопротивления уже в нескольких десятках метров от скважины снижается примерно на 50% достигая показателей характерных для воды. Учитывая деструкцию полимера при нагревании, которая добавляется к механической деструкции, а также биологическую деструкцию в пористой среде, это снижение эффективности полимерного раствора может достигать 80-100% в течении первых 6 месяцев. Технология защищена патентом и долгое время успешно применялась на месторождении Каражанбас (Казахстан).

VI. ОСНОВЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА НА ПРОМЫСЛАХ

70.Принципиальная технологическая схема сбора и подготовки продукции нефтяных скважин на промыслах.

Сбор нефти на промысле осуществляют по системе, в общем случае состоящей из мерника, насоса, труб и сырьевых резервуаров нефтесборного пункта. Однако перечисленные элементы не всегда являются обязательными, состав их может быть меньшим, например, могут отсутствовать насос, сырьевые резервуары, а мерник представлять элемент так называемой индивидуальной или групповой установки, в которой, кроме определения производительности скважины, осуществляется также и сепарация газа.

Систему, в которой имеются индивидуальные установки, называют системой сбора нефти с индивидуальными установками, а систему, в которой имеются групповые установки, называют системой сбора нефти с групповыми установками.

До недавнего времени применялось сравнительно много систем сбора нефти и газа. Они носили название: самотечная, Бароняна-Везирова, Краснодарская, Бакинская, Гипровостокнефти, Грозненская, двухтрубная и др.

Старые системы сбора нефти и газа, как правило, проектировались применительно к конкретным месторождениям на основе технических достижений того времени. Поэтому преимущества или недостатки обусловливались объективными факторами, например: геологическими условиями месторождения, пластовым давлением, физико-химическими параметрами добываемой продукции.

Если вместе с нефтью по одной трубе собирают газ, то такую систему называют системой совместного сбора нефти и газа или однотрубной, в отличие от системы, в которой нефть собирается по одной трубе, а газ – по другой. Наименование системы происходит от среды, перемещаемой по ней, а не от элемента, составляющего систему.

Система сбора нефти, в зависимости от требований нефтепереработки, может быть для каждого ее типа самостоятельной, исключающей смешение нефтей различных типов, добываемых на промысле. Иногда бывает целесообразно иметь на промысле отдельную систему для сбора необводненной нефти, что позволяет такую нефть, называемую чистой, сдать непосредственно нефтепроводному управлению, минуя процесс ее обезвоживания на нефтесборном пункте.

В зависимости от степени заполнения трубы нефтью системы разделяются на самотечные и напорные.

В самотечных системах движение нефти происходит под влиянием гравитационных сил, определяемых разностью вертикальных отметок в начале и конце системы. Если при этом в трубе имеется свободная поверхность нефти, то есть нефть движется неполным сечением, то такие системы называются свободносамотечными, а при отсутствии свободной поверхности – напорносамотечными. Чаще встречаются самотечные системы, в которых одни участки являются свободносамотечными, а другие – напорносамотечными. Самотечные системы применяются там, где рельеф местности позволяет обеспечить перемещение нефти под влиянием геометрической разности высот начального и конечного пунктов ее сбора, без применения насосов. Свободносамотечные участки труб являются наиболее маневренными в отношении их пропускной способности.

В напорных системах сбора нефти ее перемещение осуществляется принудительно под влиянием напора, развиваемого поршневым или центробежным насосами.

К напорным системам могут быть причислены системы, в которых движение нефти происходит под влиянием напора, создаваемого пластовой энергией, определяемой давлением в головке фонтанной скважины или в газосепараторе.

На старых месторождениях широко применяются негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора. Характерной особенностью самотечной системы является то, что жидкость после замерной установки движется за счет разности геодезических отметок начала и конца трубопровода, направляясь в промежуточные резервуары, что приводит к высоким потерям нефти от испарения (до 3-5 %).

Все новые месторождения обустраивают герметизированными системами сбора, подготовки и транспорта продукции скважин, позволяющими полностью исключить потери легких фракций нефти (рис. 48).

Рис. 48. Схема сбора и транспорта нефти:

1 – скважины, 2 – выкидные линии, 3 – сборный коллектор, 4 – газосборный коллектор,

5 – нефтесборный коллектор, 6 – водопровод

Продукция скважин по выкидным линиям поступает в автоматические групповые замерные установки (АЗГУ), где производится поочередное измерение количества добываемых из каждой скважины нефти, газа и воды. Затем по сборному коллектору 3 совместно продукция скважин направляется в дожимную насосную станцию (ДНС). На этом этапе давление нефти снижается от 1, 0-1, 5 МПа на устье скважин до 0, 7 МПа на входе в ДНС. На ДНС производится первая ступень сепарации до 0, 3 МПа. Отсепарированный газ под собственным давлением направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а газонасыщенная нефть и вода по сборному коллектору 5 насосами перекачиваются на центральный пункт сбора (ЦПС). Здесь в установках комплексной подготовки нефти (УКПН) происходит окончательная стабилизация нефти и ее обезвоживание и обессоливание

Товарная нефть собирается в товарном резервуарном парке (РП). Вода, пройдя установку подготовки воды (УПВ), закачивается в пласт для поддержания в нем давления. Газ поступает на ГПЗ, где из него выделяются тяжелые углеводороды и «сухой» газ. Газ компрессорами подается в магистральный газопровод. Жидкая часть разделяется на сжиженный углеводородный газ (СУГ) и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), которые по магистральным нефтепродуктопроводам или по железной дороге направляются потребителям.

К современным системам сбора, транспорта и подготовки нефти должны предъявляться основные требования: высокая экономичность системы в части ее металлоемкости, стоимости капитальных вложений и эксплуатационных расходов; полная герметизация системы сбора нефти и газа по всему пути движения от скважины до пунктов их подготовки; ввод в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений; малообъектность и надежность в эксплуатации; возможность автоматизации и телемеханизации объектов; возможность снижения протяженности автомобильных дорог, уменьшение расхода служебного транспорта; сокращение эксплуатационного персонала; возможность более полного использования ресурсов нефтяных газов, извлекаемых с нефтью и др.

На основании этих требований промысловые системы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и пластовой воды должны рассматриваться как единая технологическая система со взаимосвязанными системами-процессами, охватывающая не только отдельный промысел, но и целый нефтедобывающий район. На промыслах должно быть минимальное число объектов, при концентрации всех основных из них на пункте сбора.

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.
Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа «вода в нефти». В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.
Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз «нефть-вода» и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.
Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро-обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20-30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50-70°С. При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды.
В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепараторе из подогретой до 40-80°С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.
Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта «вода-нефть» в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.
В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах - отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут. Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая такая установка состоит из четырех блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного.
Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый. При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки - «под руслом». Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20-30 м диаметром 300 мм. Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта. Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм. В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда - «река-скважина», разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта). Вода из реки профильтровывается через песок и накапливается в скважине. Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС). При открытом методе воду с помощью насосов первого подъема откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник. В отстойнике с помощью реагентов-коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок. Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь. Все оборудование системы сбора и подготовки нефти и воды поставляют в комплектно-блочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков.

71. Сбор и подготовка газа и газового конденсата.

Системы промыслового сбора природного газа

При самотечной системе сбора нефти с индивидуальным замерно-сепарационным оборудованием газовые линии берут свое начало у сепараторов, т.е. у устьев скважин. При герметизированной напорной системе нефтегазосбора начало газовых линий перемещается к групповым замерным установкам, или к ДНС, или к установкам подготовки нефти и протяженность газовых линий на месторождениях резко сокращается.

Существующие системы сбора природного газа классифицируются:

· по степени централизации технологических объектов подготовки газа;

· по конфигурации трубопроводных коммуникаций;

· по рабочему давлению.

По рабочему давлению системы сбора газа делятся на вакуумные (Р < 0, 1 МПа), низкого давления (0, 1 < Р < 0, 6 МПа), среднего давления (0, 6 < Р < 1, 6 МПа) и высокого давления (Р > 1, 6 МПа).

По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора (рис.39).

При индивидуальной системе сбора (рис.49, а) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга. Недостатками индивидуальной системы являются: 1) рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а, следовательно, сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов; 2) увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т.д.

Рис.32. Системы сбора газа на промыслах

а) индивидуальная; б) групповая; в) централизованная

При групповой системе сбора (рис.49, б) весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю.

Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки технологических аппаратов, уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в итоге -снизить затраты на обустройство месторождения.

При централизованной системе сбора (рис.49, в) газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.

Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.

В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается технико-экономическим расчетом.

По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.

Форма газосборного коллектора зависит от конфигурации площади месторождения, его размера и размещения групповых замерных установок или ДНС. Название газосборной системы обычно определяется формой газосборного коллектора. Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы (рис. 50).

Рис.50. Формы коллекторной газосборной сети.

Подключение скважин: а) индивидуальное; б) групповое.

Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений с небольшим числом (2 - 3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей. Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора. По назначению газопроводы подразделяются на: подводящие газопроводы, сборные коллекторы и нагнетательные газопроводы.

Нагнетательные газопроводы берут свое начало у компрессорных станций и служат для:

1) подачи газа в газовую шапку продуктивных пластов с целью поддержания давления и продления фонтанирования скважин;

2) подачи газа через газораспределительные будки к устьям компрессорных скважин;

3) подачи газа дальним потребителям;

4) подачи газа на ГПЗ или газофракционирующую установку (ГФУ).

При выборе системы сбора газа руководствуются следующими соображениями:

· обеспечение бесперебойности подачи газа;

маневренность системы, удобство обслуживания газосборных сетей при минимизации расходов на их сооружение и эксплуатацию.

Как и в случае нефтяных промыслов, добываемый газ отдельных скважин транспортируется внутри промыслов на десятки километров до централизованных пунктов подготовки газа УКПГ (рис. 51).

Газ группы скважин по газосборным коллекторам поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). После подготовки осушенный и очищенный газ головной компрессорной станцией (ГКС) подается в магистральный газопровод 4.

Для обеспечения оптимальных условий и дальнейшего его транспорта газ должен поступать на УКПГ с давлением не ниже 4¸ 6 МПа, в зависимости от рабочего давления МГ (5, 45 или 7, 35 МПа). В начальный период разработки месторождения это давление обеспечивается высоким давлением газа в пласте. По мере отбора газа пластовое давление снижается и наступает период, когда пластового давления недостаточно для обеспечения минимального давления перед УКПГ. С этого момента должна вступить в работу дожимная компрессорная станция (ДКС). Помимо повышения давления на ДКС производится отделение жидкости от газа.

Рис. 41. Схема сбора и транспорта газа

1 – скважины, 2 – выкидные линии, 3 – сборный коллектор, 4 - МГ, 5 - КП

Конденсат, полученный на УКПГ и ДНС, содержит в своем составе большое количество легких углеводородов (этан, метан). Для отделения и утилизации этих фракций конденсат направляется на завод стабилизации конденсата (ЗСК). Стабилизированный конденсат закачивается головной насосной станцией (ГНС) в конденсатопровод 5. Часть газа перерабатывается в нефтепродукты на заводе переработки конденсата (ЗПК).

Промысловая подготовка газа

Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа.

Очистка газа от механических примесей. Очистка газа на пути от месторождения до потребителя производится в несколько ступеней. На первой ступени для ограничения выноса породы из скважины призабойную зону оборудуют фильтрами. Вторую ступень очистки газ проходит на промыслах в наземных сепараторах. Здесь в работе очистных аппаратов используется гравитационный принцип или действие центробежных сил при закрутке потока (циклоны). Третья ступень очистки происходит на линейной части газопровода и КС. На линейной части устанавливают конденсатосборники типа «расширительная камера». На КС используются циклонные пылеуловители с встроенными циклонами. На ГРС перед подачей газа потребителю газ окончательно очищается пылеуловителями с мультициклонами.

Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха. Для обнаружения утечек газ предварительно одорируют этилмеркаптаном.

Осушка газа.Природный газ всегда содержит влагу, которая при определенных термодинамических условиях образует кристаллические вещества - газогидраты. Во избежание конденсации водяных паров в газопроводе влаго-содержание подаваемого в него газа должно быть меньше некоторого минимального влагосодержания в состоянии насыщения.

Существующие способы осушки при промысловой подготовке газа к перекачке бывают двух видов:

сорбционные - поглощение влаги жидкими (абсорбция) и твердыми (адсорбция) сорбентами;

охлаждение газового потока.

После осушки газа точка росы паров воды в нем должна быть ниже минимальной температуры при перекачке газа. В среднем влагосодержание должно быть не более 0, 05 г/м³. Наиболее эффективным жидким влагопоглотителем является триэтиленгликоль, легко поддающийся регенерации. В качестве твердых поглотителей применяются силикагели и бокситы, обеспечивающие низкую точку росы осушенного газа (до - 65°С). Для глубокой осушки при высоких температурах используют цеолиты - сложные неорганические полимеры, поглотительная способность которых превышает активность силикагеля и окиси алюминия в четыре раза.

Охлаждают газ или посредством дросселирования, или пропуская его через холодильные установки. Снижение температуры газа при дроссельном процессе расширения характеризуется коэффициентом Джоуля-Томсона и равно примерно 3...5 град/МПа. При использовании этого метода необходимо иметь высокое давление на устье скважины.

В случае, если в газе содержится повышенное количество сероводорода и углекислого газа, то газ дополнительно очищают от сероводорода и углекислого газа на специальных установках. Низкотемпературная сепарация осуществляется при температуре от –15°С в циклонных сепараторах с предварительным охлаждением газа, т.к. при низких температурах удается более полно провести удаление влаги и конденсата. Для предотвращения образования гидратов в сырой газ вводят раствор диэтилен-гликоля (ДЭГ). Адсорбционный метод осушки газа основан на применении междуадсорбции, т.е. поглощения влаги твердыми веществами-адсорбентами. В качестве адсорбентов используют твердые пористые вещества: активированные угли, силикогели, цеолиты. Насыщенные водой и конденсатом вещества-адсорбенты могут быть регенерированы за счет удаления поглощенной влаги и повторно использованы. Этот процесс называют десорбцией. Глубина осушки газа перед подачей его в магистральные газопроводы определяется отраслевым стандартом РАО «Газпром», где устанавливается точка росы по влажности в разных климатических зонах.

Точка росы – это температура, до которой должен охладиться газ, чтобы достигнуть состояния насыщения водяным паром. При достижении точки росы в газе начинается

конденсация влаги, что приводит к образованию гидратов. Для умеренной зоны нашей страны в период с 1 мая по 30 сентября точка росы газа по влаге не должна превышать 0° С, а с 1 октября по 30 апреля –5° С. В холодной зоне точка росы га за по влаге не должна, соответственно, превышать –10 и –20° С и выше.

На месторождениях с повышенным содержанием сероводорода газ перед закачкой его в магистральный газопровод должен быть очищен от сероводорода. Чаще всего для очистки газа от сероводорода и углекислого газа применяют абсорбционный метод с применением в качестве абсорбентов водных растворов моноэтанолов (МЭА) или диэтанолов (ДЭА). Очистку газа от сероводорода и углекислого газа проводят в абсорберах, где газ движется снизу вверх и взаимодействует со встречным потоком водного раствора МЭА или ДЭА. Очистка газа от сероводорода должна обеспечивать содержание его в газе не более 2 г на 100 м³.

⇐ Предыдущая 27 28 29 30 313233 34 35 36 Следующая ⇒