- •Предисловие
- •1. Роль нефти и газа в жизни человека
- •1.1. Современное состояние и перспективы развития энергетики
- •2. Краткая история применения нефти и газа
- •3. Нефть и газ на карте мира
- •3.1. Динамика роста мировой нефтегазодобычи
- •3.3. Месторождения-гиганты
- •4. Нефтяная и газовая
- •промышленность России
- •5. Основы нефтегазопромысловой геологии
- •5.4. Состав нефти и газа
- •5.5. Происхождение нефти
- •5.6. Происхождение газа
- •6. Бурение нефтяных и газовых скважин
- •6.1. Краткая история развития бурения
- •6.4. Буровые установки, оборудование и инструмент
- •6.5. Цикл строительства скважины
- •б.б. Промывка скважин
- •6.7. Осложнения, возникающие при бурении
- •6.8. Наклонно направленные скважины
- •6.9. Сверхглубокие скважины
- •6.10. Бурение скважин на море
- •7. Добыча нефти и газа
- •7.1. Краткая история развития нефтегазодобычи
- •7.2. Физика продуктивного пласта
- •7.3. Этапы добычи нефти и газа
- •7.4. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •7.5. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
- •7.8. Установка комплексной подготовки нефти
- •7.9. Системы промыслового сбора природного газа
- •7.10. Промысловая подготовка газа
- •7.11. Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты
- •7.12. Защита промысловых трубопроводов и оборудования от коррозии
- •7.14. Проектирование разработки месторождений
- •8.2. Продукты переработки нефти
- •8.3. Основные этапы нефтепереработки
- •8.4. Типы нефтеперерабатывающих заводов
- •8.5. Современное состояние нефтепереработки
- •9.1. Исходное сырье и продукты переработки газов
- •9.3. Отбензинивание газов
- •9.4. Газофракционирующие установки
- •Ю. Химическая переработка углеводородного сырья
- •10.1. Краткие сведения
- •10.2. Основные продукты нефтехимии
- •11. Способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа
- •11.1. Краткая история развития способов транспорта энергоносителей
- •11.2. Современные способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа
- •11.3. Область применения
- •различных видов транспорта
- •12.1. Развитие нефтепроводного транспорта в России
- •12.3. Классификация нефтепроводов
- •12.4. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода
- •12.5. Трубы для магистральных нефтепроводов
- •12.8. Насосно-силовое оборудование
- •12.9. Резервуары и резервуарные парки
- •12.10. Оборудование резервуаров
- •12.11. Системы перекачки
- •12.12. Перекачка высоковязких
- •13.1. Развитие нефтепродуктопроводного транспорта в России
- •13.3. Краткая характеристика нефтепродуктопроводов
- •13.4. Особенности трубопроводного транспорта нефтепродуктов
- •14. Хранение и распределение нефтепродуктов
- •14.1. Краткая история развития нефтебаз
- •14.2. Классификация нефтебаз
- •14.3. Операции, проводимые на нефтебазах
- •14.4. Объекты нефтебаз и их размещение
- •14.5. Резервуары нефтебаз
- •14.6. Насосы и насосные станции нефтебаз
- •14.8. Нефтяные гавани, причалы и пирсы
- •14.9. Установки налива автомобильных цистерн
- •14.10. Подземное хранение нефтепродуктов
- •14.11. Автозаправочные станции
- •15. Трубопроводный транспорт газа
- •15.1. Развитие трубопроводного транспорта газа
- •15.2. Свойства газов, влияющие на технологию их транспорта
- •15.3. Классификация магистральных газопроводов
- •15.4. Основные объекты и сооружения магистрального газопровода
- •15.5. Газоперекачивающие агрегаты
- •15.6. Аппараты для охлаждения газа
- •15.7. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов
- •16. Хранение и распределение
- •16.1. Неравномерность газопотребления и методы ее компенсации
- •16.2. Хранение газа в газгольдерах
- •16.3. Подземные газохранилища
- •16.4. Газораспределительные сети
- •16.5. Газорегуляторные пункты
- •16.6. Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции
- •16.7. Использование сжиженных углеводородных газов в системе газоснабжения
- •16.8. Хранилища сжиженных углеводородных газов
- •17. Трубопроводный транспорт твердых и сыпучих материалов
- •17.1. Пневмотранспорт
- •17.2. Контейнерный транспорт
- •17.3. Гидротранспорт
- •18.1. Проектирование магистральных трубопроводов
- •18.2. Особенности проектирования нефтебаз
- •18.3. Использование ЭВМ при проектировании трубопроводов и хранилищ
- •19. Сооружение трубопроводов
- •19.2. Состав работ, выполняемых при строительстве линейной части трубопроводов
- •19.3. Сооружение линейной части трубопроводов
- •19.5. Строительство морских трубопроводов
- •20.1. Состав работ, выполняемых при сооружении насосных и компрессорных станций
- •20.2. Общестроительные работы на перекачивающих станциях
- •20.3. Специальные строительные работы при сооружении НС и КС
- •Основные понятия и определения
- •Список литературы
- •Предметно-алфавитный указатель
- •Указатель рисунков
- •Указатель таблиц
- •Приложение.
7.10. Промысловая подготовка газа
Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых угле водородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твердых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контроль но-измерительных приборов. Конденсат тяжелых углеводородов осе дает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сече ние. Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопроводах гидратов—сне гоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб.
Сероводород является вредной примесью. При содержании большем, чем 0,01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии влаги сероводород способен образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования.
Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а так же приводит к коррозии оборудования. Поэтому его целесообразно отде лить на промыслах.
Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мсхпримсссй, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и угле кислого газа.
Очистка газа от механических примесей Для очистки газа от механи ческих примесей использу ются аппараты, работающие на основе двух разных принципов: ◄(мокро
го» улавливания пыли (масляные пылеуловители) и «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители).
На рис. 7.40 представлена конструкция вертикального масляного пылеуловителя. Это вертикальный цилиндрический сосуд со сферичес кими днищами. Пылеуловитель состоит из трех секций: промывочной А (от нижнего днища до перегородки 5), в которой все время поддержи вается постоянный уровень масла; осадительной Б (от перегородки 5 до перегородки 6), где газ освобождается от крупных частиц масла, и отбой ной (скрубберной) секции В (от перегородки 6 до верхнего днища), где происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц масла.
Пылеуловитель работает следующим образом. Очищаемый газ вхо дит в аппарат через патрубок 10. Натекая на козырек 9, он меняет направ ление своего движения. Крупные же частицы мехпримесей, пыли и жид кости по инерции продолжают двигаться горизонтально. При ударе о ко зырек их скорость гасится и под действием силы тяжести они.выпадают в масло. Далее газ направляется в контактные трубки 4, нижний конец
которых расположен в 20...50 мм над поверхностью масла. При этом газ увлекает за собой масло в контактные трубки, где оно обволакивает взве шенные частицы пыли.
В осадительной секции скорость газа резко снижается. Выпадающие при этом крупные частицы пыли и жидкости по дренажным трубкам 11 стекают вниз. Наиболее легкие частицы из осадительной секции увлека ются газовым потоком в верхнюю скрубберную секцию В. Ее основной элемент—скруббер, состоящий из нескольких рядов перегородок 8, рас положенных в шахматном порядке. Проходя через лабиринт перегородок, газ многократно меняет направление движения, а частицы масла по инер ции ударяются о перегородки и стекают сначала на дно скрубберной сек ции, а затем по дренажным трубкам 11 в нижнюю часть пылеуловителя. Очищенный газ выходит из аппарата через газоотводящий патрубок 7.
Осевший на дно пылеуловителя шлам периодически (раз в 2...3 ме сяца) удаляют через люк 12. Загрязненное масло через трубку 1 сливают в отстойник. Взамен загрязненного в пылеуловитель по трубе 2 доливает ся очищенное масло. Контроль за его уровнем ведется по шкале указате ля уровня 3.
Наряду с -«мокрым» для очистки газов от твердой и жидкой взвеси применяют и «сухое» пылеулавливание. Наибольшее распространение по лучили циклонные пылеуловители.
Схема, поясняющая работу циклонного пылеуловителя, приведена на рис. 7.41. Газ входит в аппарат через патрубок 2 и попадает в батарею циклонов 3. Под действием центробежной силы твердые и жидкие части цы отбрасываются к периферии, затормаживаются о стенку циклона и выпадают в нижнюю часть аппарата, откуда выводятся через патру бок 6. А очищенный газ, изменяя направление движения, попадает в верх нюю часть аппарата, откуда выводится через патрубок 7.
В товарном газе содержание механических примесей не должно пре вышать 0,05 м г/м 3.
Осушка газа Для осушки газа используются следующие методы:
•охлаждение;
•абсорбция;
•адсорбция.
Пока пластовое давление значительно больше давления в магистральном газопроводе, газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается.
Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производит ся на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны и дороги.
Рис. 7.40. Вертикальный масляный пылеуловитель:
1 —трубка для слива загрязненного масла; 2 —трубка для долива свежего масла; 3 —указатель уровня; 4 —контактные трубки; 5f 6—перегородки; 7—патрубок для вывода газа; 8—скруббер; 9—козырек; 10—патрубок для ввода газа; 11—дренажные трубки; 12—люк для удаления шлама
Рис. 7.41. Циклонный пылеуловитель:
1—корпус; 2—патрубок для ввода газа; 3 —циклон 4 ,5 —перегородки; б—патрубок для удаления шлама; 7—патрубок для вывода газа; 8—винтовые лопасти
Рис. 7.42. Принципиальная схема осушки газа методом абсорбции; 1—абсорбер; 2 ,1 0 ,1 1 —насосы; 3 ,9 —емкости; 4, 6 —теплообменники; 5—выветриватель; 7—десорбер; 8—конденсатор-холодильник; 12—холодильник
Технологическая схема абсорбционной осушки газа с помощью ди этиленгликоля (ДЭГ) приведена на рис. 7.42.
Газ, требующий осушки, поступает в абсорбер 1. В нижней скруббер ной секции он очищается от взвешенных капель жидкости и поднимается вверх, проходя через систему тарелок. Навстречу газу по тарелкам стека ет концентрированный раствор ДЭГ, закачиваемый в абсорбер насосом 2 из емкости 3. Раствор ДЭГ поглощает пары воды. Далее газ проходит че рез верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от захваченных ка пель раствора и выходит из аппарата.
Остальная часть технологической схемы служит для восстановления абсорбента. Использованный раствор ДЭГ, содержащий 2...2,5 % воды, от бирается с нижней глухой тарелки абсорбера 1, подогревается в теплооб меннике 4 встречным потоком регенерированного раствора и направля ется в выветриватель 5, где освобождается от неконденсирующихся газов. Далее раствор снова подогревается в теплообменнике 6 и поступает в десорбер (выпарную колонну) 7. Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны тарельчатого типа, в которой из раствора ДЭГ, сте кающего вниз, выпаривается влага встречным потоком острого водяно го пара и паров ДЭГ (верхняя основная часть колонны), и кипятильника (нижняя часть колонны), где происходит нагревание раствора до темпе ратуры 150... 160 °С и испарение воды. Водяной пар из десорбера посту пает в конденсатор-холодильник 8, где он конденсируется и собирается в емкости 9. Часть полученной воды насосом 10 закачивается в верхнюю часть колонны, чтобы несколько снизить там температуру и уменьшить испарение, а соответственно, и унос ДЭГ. Регенерированный горячий раствор ДЭГ прокачивается через теплообменники 6 и 4, холодильник 12 и поступает в емкость 3.
Работа десорбера основана на различной температуре кипения воды и абсорбента: для ДЭГ она равна 244,5 °С, а для триэтиленгликоля (ТЭГ) 287,4 °С. Диэтиленгликоль понижает точку росы газа на 25...35 градусов, а триэтиленгликоль—на 40...45. Обе жидкости обладают ма лой вязкостью, неагрессивны в коррозионном отношении, очень слабо растворяют природные газы и имеют низкую упругость паров, что об легчает их регенерацию.
Недостатками абсорбционной осушки газа являются унос абсорбен та и относительная сложность его регенерации.
Технологическая схема осушки газа методом адсорбции приведена на рис. 7.43. Влажный газ поступает в адсорбер 1, где он проходит сни зу вверх через слой адсорбента—твердого вещества, поглощающего пары воды и далее выводится из аппарата. Процесс осушки газа осуществляет ся в течение определенного (12... 16 ч) времени. После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают и выводят на регенера-
цию. Для этого через регулятор давления 3 типа «после себя» из газовой сети отбирается сухой газ, и воздуходувкой 6 подается в подогреватель 7, где газ нагревается до температуры 180...200вС. Далее он подается в ад сорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего поступает в холо дильник 4. Сконденсировавшаяся вода собирается в емкости 5, а газ ис пользуется для осушки повторно и т. д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6...7 ч. После этого в течение около 8 ч адсорбер остывает.
Осушку газа адсорбентами проводят, как правило, в тех случаях, ког да необходимо достичь точки росы менее -3 0 * С . В качестве адсорбен тов используют бокситы, хлористый кальций в твердом виде, цеолиты, силикагель и др.
Очистка газа Очистка газа от сероводорода осуществляется мето- от сероводорода дами адсорбции и абсорбции.
Принципиальная схема очистки газа от H 2S мето дом адсорбции аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются гидрат окиси железа и активирован ный уголь.
Принципиальная схема очистки газа от H 2S методом абсорбции при ведена на рис. 7.44. Очищаемый газ поступает в абсорбер 1 и поднимается вверх через систему тарелок. Навстречу газу движется концентрирован ный раствор абсорбента. Роль жидкого поглотителя в данном случае вы полняют водные растворы этаноламинов: моноэтаноламина (М Э А ), ди этаноламина (ДЭА ) и триэтаноламина. Температура кипения при атмос ферном давлении составляет соответственно М Э А —172 "С, Д Э А —268 °С, ТЭА —277*С.
Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом, содер жащимся в газе, унося продукт реакции с собой. Очищенный газ выво дится из аппарата через скрубберную секцию, в которой задерживаются капли абсорбента.
На регенерацию абсорбент подается в выпарную колонну 2 через теплообменник 3. В нижней части колонны он нагревается до температу ры около 100 °С. При этом происходит разложение соединения сероводо рода с абсорбентом, после чего H2S, содержащий пары этаноламинов, че рез верх колонны поступает в холодильник 4. В емкости 5 сконденсиро вавшиеся пары абсорбента отделяются от сероводорода и насосом 6 зака чиваются в выпарную колонну. Газ же направляется на переработку.
Горячий регенерированный абсорбент из нижней части колонны 2 насосом 7 подается для нового использования. По пути абсорбент отда ет часть своего тепла в теплообменнике 3, а затем окончательно остужает ся в холодильнике 8.
Рис. 7.44. Принципиальная схема очистки газа от сероводорода: 1—абсорбер; 2—выпарная колонна (десорбер); 3—теплообменник; 4 ,8 —холодильник; 5—емкость-сепаратор; 6 ,7 —насосы
Рис. 7.45. Принципиальная схема очистки газа от двуокиси углерода водой под давлением:
1 —реактор; 2—водоотделитель; 3 ,6 —насосы; 4 —экспанзер;
5 —дегазационная колонна