Подготовка газа к транспорту

Сентябрь 3, 2022

Главная
Алгебра
Подготовка газа к транспорту

Содержание

2. Требования к обустройству месторождений: Сбор и подготовка к транспортировке запланированного количества газа; 2 Предупреждение гидратов в
3. Сбор и транспортировка продукции скважины Элементы газосборной сети: Фонтанная арматура, газоотводящие линии (манифольды, шлейфы), отключающие задвижки,
4. Системы сбора газа: а) Линейная; б) Лучевая; в) Кольцевая; г) Групповая. 1- скважина; 2- шлейфы; 3-
5. Кольцевая система сбора газа более манёвренная, так как при аварии на каком-либо участке можно обеспечить бесперебойную
6. Схема сбора газа и конденсата 1 – Скважина; 2 – Шлейф; 3 – Промысловый газосборный коллектор;
7. Газ от скважины по шлейфу направляется на УКПГ, где его полностью обрабатывают для подготовки к транспортировке
8. Повышение температуры газа - осушка; - подогрев газа 2. Снижение давления газа - ввод ингибиторов (метанол,
9. Схема централизованного ввода метанола в скважины и шлейфы 1 – фильтр; 2 – поршневой насос; 3
10. Поршневой насос 2, развивающий давление примерно на 1 МПА и более первоначального на устье скважин, забирает
11. Для обработки газа на ГКМ применяют следующие технологические установки: - установки НТС, работающие на холоде, получаемом
12. Тип технологической установки зависит от ряда факторов: - фракционный состав газа (наличие тяжёлых глеводородов); - содержание
13. Низкотемпературная сепарация (НТС) Установки НТС предназначены для разделения водяного и углеводородного конденсата из газа путём охлаждения
14. Технологическая схема простейшей установки НТС Применяется на старых месторождениях для одной скважины 1-шлейф; 2-влагосборник; 3-бочёк метанола;
15. Выходящий из скважины газ, без дросселирования на головке скважины, по шлейфу 1 подходит к установке и
16. Технологическая схема современной установки НТС 1-шлейфы; 2-замерный сепаратор; 3-диафрагма; 4-сепаратор первой ступени; 5-теплообменник; 6-теплоизолированный газопровод; 7-сепаратор;
17. Газ под высоким давлением по шлейфам 1 поступает в замерный сепаратор 2, или в сепаратор первой
18. Технологическая схема установки НТС с применением детандера 1-шлейфы; 2-прямоточный сепаратор; 3-диафрагменная шайба; 4-сепаратор первой ступени; 5-теплообменник;
19. Газ из скважины под давлением 10-12 МПа по шлейфам 1 подаётся в прямоточный сепаратор 2 для
20. Принципиальная схема установки НТС с применением парокомпрессорной холодильной машины 1-линия всаса 1 газомотокомпрессора 10ГМК; 2-маслоотделитель 1
21. Пропановая холодильная установка с использованием газомотокомпрессоров 10 ГМК работает по схеме двухступенчатого сжатия паров пропана. Засасываются
22. Газосепараторы
23. Центробежные газосепараторы а) с регулируемым завихрителем; б) с центробежными прямоточными элементами
24. Жалюзийный газосепаратор Типы уловительных насадок: б) уголковая; в) желобчатая; г) жалюзийная с карманами для сбора частиц;
25. Сетчатый газосепаратор 1 − корпус; 2 − сетчатый коагулятор; 3 − сетчатый отбойник (демистер); 4 −
26. Роторный газосепаратор 1 − корпус; 2 − отбойная пластина; 3 −вал; 4 − ротор с перфорированными
27. Мокрая очистка газа Схема установки для очистки газа фирмы «Кох»: 1 − труба Вентури; 2 −
28. Электрическая очистка газа Схема силовых линий электрического поля между пластиной и острием Схемы трубчатых (а) и
29. Электрофильтр сажевый горизонтальный 1 − предохранительный клапан; 2 − газораспределительная решетка; 3 − механизм встряхивания решетки;
30. Абсорбционная осушка газа
31. Преимущества меньшая стоимость оборудования; непрерывность процесса; надёжная работа автоматических схем контроля и управления.
32. Жидкие осушители Преимущества жидких сорбентов хорошая растворимость в воде; быстрая регенерация и высокая стабильность после регенерации;
33. Наиболее широкое применение получили высококонцентрированные растворы: этиленгликоля (ЭГ); диэтиленгликоля (ДЭГ); триэтиленгликоля (ТЭГ); пропиленгликоль (ПГ). Их достоинства:
34. Противоточная абсорбционная осушка газа I – сырой газ; II – осушенный газ; III – теплоноситель; IV
35. Адсорбционная осушка газа
36. Твёрдые осушители Требования к адсорбентам: Большая поверхность пор; Высокая избирательность; Стабильность адсорбционных свойств; Низкое сопротивление потоку
37. Виды адсорбентов бокситы (минералы состоящие из Al2O3); активированная окись аллюминия (очищенный боксит); гели (вещества состоящие из
38. Схема адсорбционной установки с двумя адсорберами: 1, 2 − адсорбер; 3 − водоотделитель; 4 − холодильник;
40. Скачать презентацию

Слайд 2

Требования к обустройству месторождений:
Сбор и подготовка к транспортировке
запланированного количества

газа;
2 Предупреждение гидратов в скважинах и шлейфах;
Транспортировка газа и конденсата по шлейфам до
УКПГ;
4 Замер газа и конденсата по каждой скважине;
5 Осушка газа от паров воды;
Отделение конденсата в установках НТС или
адсорбции и абсорбции;
7 Передача газа на ГКС, а конденсата на ГФУ

Слайд 3

Сбор и транспортировка продукции скважины
Элементы газосборной сети:
Фонтанная арматура, газоотводящие линии

(манифольды, шлейфы), отключающие задвижки, конденсатопроводники, УКПГ.
Форма газосборных коллекторов зависит от:
Конфигурации площади месторождения (вытянутая, круглая), размещения скважин на ней, числа и характеристики продуктивных горизонтов, принятой схемы осушки, очистки и учёта газа по скважинам

Слайд 4

Системы сбора газа:
а) Линейная;
б) Лучевая;
в) Кольцевая;
г) Групповая.
1- скважина;
2- шлейфы;

3- отключающие задвижки;
4- газосборный коллектор;
5- контур газоносности месторождения;
6-промысловая газораспределительная станция;
7- головные сооружения;
8- групповые пункты сбора газа;
9- конденсатопровод;
МГ –магистральный газопровод

Слайд 5

Кольцевая система сбора газа более манёвренная, так как при аварии

на каком-либо участке можно обеспечить бесперебойную работу. Групповая система сбора более удобна в обслуживании скважин, сепараторов и применении средств автоматики. Раздельный сбор газа по разным газосборным сетям часто применяют для многопластовых месторождений с различными пластовыми давлениями, а также если газ одного из продуктивных горизонтов по составу отличается от других.

Слайд 6

Схема сбора газа и конденсата
1 – Скважина; 2 – Шлейф; 3

– Промысловый газосборный коллектор; 4 - Конденсатопровод

Слайд 7

Газ от скважины по шлейфу направляется на УКПГ, где его полностью

обрабатывают для подготовки к транспортировке (очищают от мех.примесей и отводят воду и конденсат). С выхода всех УКПГ газ собирается в промысловом газосборном коллекторе и направляется в магистральный газопровод, а конденсат по конденсатопроводу на завод по переработке конденсата. В некоторых районах осуществляют лишь сбор и сепарацию газа на установках первичной подготовки газа (УППГ), а окончательно его обрабатывают централизованно на головных сооружениях (ГС), совмещённых с УКПГ.

Слайд 8

Повышение температуры газа - осушка; - подогрев газа 2. Снижение давления газа

- ввод ингибиторов (метанол, этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, этилкарбитол) - ввод электролитов (хлористый кальций, поваренная соль, хлористый литий, аммиак и др. )

Борьба с гидратообразованием

Слайд 9

Схема централизованного ввода метанола в скважины и шлейфы 1 – фильтр; 2

– поршневой насос; 3 – линия; 4 – предохранительный клапан; 5 – ёмкость; 6 – патрубки; 7, 9 – вентили; 8 – регулятор; 10 – трубопровод

Слайд 10

Поршневой насос 2, развивающий давление примерно на 1 МПА и более

первоначального на устье скважин, забирает через фильтр 1 из ёмкости метанол и подаёт его по линии 3 в ёмкость 5, на которой имеется предохранительный клапан 4 и патрубки 6, число которых определяется общим числом подключенных к сборному пункту скважин. Из буферной ёмкости ингибитор по трубопроводам 10 распределяется по скважинам. На каждом трубопроводе устанавливают вентили 7 и 9, а между ними дроссель с регулятором 8. Указанный дроссель с регулятором должны позволять широкую регулировку расхода ингибитора независимо от давлений, имеющихся на устьях скважин.

Слайд 11

Для обработки газа на ГКМ применяют следующие технологические установки: - установки

НТС, работающие на холоде, получаемом в холодильных машинах; - установки НТС, работающие на холоде, получаемом за счёт дросселирования газа высокого давления; - установки абсорбционной (гликолевой) осушки газа.

Слайд 12

Тип технологической установки зависит от ряда факторов: - фракционный состав газа (наличие

тяжёлых глеводородов); - содержание в газе вредных компонентов (сероводород, углекислота, органические кислоты); - количество воды в газе и изменение его в процессе разработки месторождения; - дебит скважин, давление и температура газа в пласте и на устье скважин; - климатические условия на месторождении.

Слайд 13

Низкотемпературная сепарация (НТС)
Установки НТС предназначены для разделения водяного и углеводородного

конденсата из газа путём охлаждения сырого газа
1 - отрицательные температуры создаются в результате дросселирования (понижения давления) газа высокого давления (до 50 МПа) на специальном штуцере;
2 – по мере падения устьевого давления вводят искусственный холод с помощью холодильных станций.

Слайд 14

Технологическая схема простейшей установки НТС Применяется на старых месторождениях для одной скважины
1-шлейф;

2-влагосборник;
3-бочёк метанола;
4-рекуперативный теплообменник;
5-гидроуловитель;
6-штуцер;
7-сепаратор;
8-конденсатосборник.

Слайд 15

Выходящий из скважины газ, без дросселирования на головке скважины, по шлейфу

1 подходит к установке и поступает во влагосборник 2, где проходит предварительную очистку от конденсата и мех. примесей. Предварительно очищенный газ поступает в рекуперативный теплообменник 4, в котором он охлаждается холодным газом из сепаратора 7 и подходит к штуцеру 6 с более низкой температурой. В результате охлаждения в теплообменнике 4 из газа дополнительно конденсируется конденсат, который улавливается в гидроуловителе 5. Во избежание образования гидратов перед рекуперативным теплообменником 4 в поток газа из бачка 3 впрыскивается метанол. Далее газ, дросселируясь на штуцере 6, снижает температуру и, входя в сепаратор 7, выделяет оставшуюся жидкость, которая сливается в конденсатосборник 8.

Слайд 16

Технологическая схема современной установки НТС 1-шлейфы; 2-замерный сепаратор; 3-диафрагма; 4-сепаратор первой ступени;

5-теплообменник; 6-теплоизолированный газопровод; 7-сепаратор; 8-регулируемый штуцер; 9-низкотемпературный сепаратор; 10-газопровод; 11-конденсатосборники; 12-разделительная ёмкость; 13-регулятор уровня; 14-поршневой дозировочный насос; 15-регрегенерационная установка; 16-топливный газ

Слайд 17

Газ под высоким давлением по шлейфам 1 поступает в замерный

сепаратор 2, или в сепаратор первой ступени 4, в которых освобождается от сконденсировавшейся в нём по пути воды и углеводородного конденсата. На выходе из замерного сепаратора 2 количество газа измеряется диафрагмой 3, а уловленная вода сбрасывается в канализацию. Газ из сепаратора 4 направляется в теплообменник 5, а вода также сбрасывается в канализацию. В теплообменнике 5 горячий газ охлаждается холодным, поступающим из НТС 9 по теплоизолированному газопроводу 6. Предварительно охлаждённый газ высокого давления затем проходит сепаратор 7, где из него выделяется углеводородный конденсат, направляемый в разделительную ёмкость 12. Для предотвращения образования гидратов в теплообменнике 5 в поток газа поршневым дозировочным насосом 14 нагнетается (ДЭГ). Предварительно охлаждённый газ высокого давления после сепаратора 7 поступает в регулируемый штуцер 8, и давление газа снижается до давления максимальной конденсации, в результате чего резко понижается его температура. Осушенный газ поступает в газопровод 10. При резком понижении давления и температуры газа из последнего выделяется вода и углеводородный конденсат, которые выводятся затем из низкотемпературного сепаратора 9 в разделительную ёмкость 12, где раствор ДЭГ отделяется от углеводородного конденсата за счёт большой разности плотностей. Углеводородный конденсат из ёмкости 12 выводится в последовательно расположенные конденсатосборники 11, в которых давление постепенно снижается за счёт штуцеров 8 для окончательной дегазации нестабильного конденсата. Нестабильный конденсат из конденсат из конденсатосборника 11 под собственным давлением транспортируется на ГФУ ГПЗ, для получения из него жидких пропан-бутановых фракций, бензина и дизельного топлива. Раствор ДЭГ низкой концентрации из разделительной ёмкости 12 под собственным давлением через уровнемер с исполнительным механизмом 13 направляется на регенерационную установку 15, куда подводится топливный газ 16. ДЭГ нагревается до 140ºС, вода испаряется и концентрация ДЭГ достигает 80%.

Слайд 18

Технологическая схема установки НТС с применением детандера 1-шлейфы; 2-прямоточный сепаратор; 3-диафрагменная шайба;

4-сепаратор первой ступени; 5-теплообменник; 6-сепаратор второй ступени; 7-детандер; 8-компрессор; 9-НТС; 10-конденсатосборник; 11-штуцер; 12-газопровод; 13-линия РДЭГ; 14-промежуточная ёмкость; 15-дозировочный насос; 16-линия НДЭГ; 17-регенерацоинная установка; 18-линия топливного газа

Слайд 19

Газ из скважины под давлением 10-12 МПа по шлейфам 1

подаётся в прямоточный сепаратор 2 для замера расхода газа диафрагменной шайбой 3 или поступает в сепаратор первой ступени 4. Из сепаратора 4 тёплый газ направляется в теплообменник 5, в котором предварительно охлаждается холодным газом, подаваемым по линии 12 из низкотемпературного сепаратора 9. Охлаждённый газ вместе с выпавшим в теплообменнике 5 конденсатом направляется в сепаратор второй ступени 6, где происходит их разделение. Из сепаратора 6 газ поступает в детандер 7 и как рай агент вращает турбину (или винт), в результате расширения газа температура его резко падает. Низкотемпературный газ из детандера 7 направляется в сепаратор 9, в котором из охлаждённого газа выделяется большое количество углеводородного конденсата. Конденсат собирается в конденсатосборнике 10. Охлаждённый газ из сепаратора 9 по газопроводу 12 направляется в межтрубное пространство теплообменника 5, после которого поступает на вход компрессора 8, сидящего на одном валу с детандером 7. В компрессоре 8 давление газа повышается по сравнению с давлением в сепараторе 9 примерно на 30%, и этот газ осушенный и освобождённый от конденсата, направляется на дожимную или головную КС. Для борьбы с гидратообразованием в трубы теплообменника 5, сепаратор 6, а также детандер 7 дозировочным насосом 15 по линии 13 подаётся раствор концентрированного ДЭГ, который, проходя по линии 16 через промежуточную ёмкость 14, регенерируется на установке 17, куда по линии 18 подаётся топливный газ. В отличие от дросселя, на детандере совершается полезная работа. При понижении давления газа на штуцере 11 на 0,1 МПа температура газа в среднем снижается на 0,3 °С, то при уменьшении давления газа в детандере на 0,1 МПа она понижается в среднем на 6°С, т.е. в 20 раз.

Слайд 20

Принципиальная схема установки НТС с применением парокомпрессорной холодильной машины 1-линия всаса 1

газомотокомпрессора 10ГМК; 2-маслоотделитель 1 ступени; 3-АВО; 4- маслоотделитель 2 ступени; 5-АВО; 6-угольные адсорберы; 7-конденсаторы; 8-линейный рессивер; 9-переохладитель; 10-линия холодного пропана; 11-дроссель; 12-уровнедержательная ёмкость; 13, 15-линия газоконденсата; 14-испаритель

Слайд 21

Пропановая холодильная установка с использованием газомотокомпрессоров 10 ГМК работает по

схеме двухступенчатого сжатия паров пропана. Засасываются пары пропана по линии1 первой ступенью компрессора при давлении 0, 25 МПа и температуре 18°С. Сжатые до промежуточного давления 0,78 МПа и нагретые до 68°С пары пропана, пройдя маслоотделитель 2 первой ступени, попадают в аппараты воздушного охлаждения 3, где охлаждаются до 35°С. С этими параметрами пары пропана засасываются второй ступенью ГМК и сжимаются до 1,5 МПа и 83°С . Затем сжатые пары проходят маслоотделитель второй ступени 4 и воздушный холодильник 5, где охлаждаются до 50°С. Охлаждённые пары пропана направляются в угольные адсорберы 6 для полного очищения паров пропана от масла. Очищенные пары пропана поступают в конденсаторы 7, где конденсируются, отдавая теплоту воде. Вода поступает в конденсаторы 7 с градирни с температурой 30°С и выходит из конденсатора 38°С. Жидкий пропан сливается из конденсаторов 7 в линейный ресивер 8, а затем поступает в переохладитель 9, где охлаждается от 38°С до15°С обратным потоком холодного пропана, поступающего по линии 10 из испарителя 14. Жидкий переохлаждённый пропан дросселируется в дросселе 11 до давления 0,26 МПа и поступает в уровнедержательную ёмкость 12, с помощью которой регулируется заполнение испарителя 14 хладоагентом. Пропан кипит в испарителе 14 при -18°С, охлаждая природный газ, проходящий по трубкам испарителя, до -10°С. Выйдя из испарителя, насыщенные пары пропана поступают в переохладитель, где нагреваются до 18°С за счёт теплоты жидкого пропана, идущего после ресивера 8. С этими же параметрами пропан попадает на всасывание первой ступени ГМК, предварительно пройдя отделитель жидкости 16. Предварительно осушенный от паров воды газ, содержащий углеводородный конденсат, по линии 15 поступает по трубкам испарителя 14, где охлаждается до -10°С и выходит по линии 13 в НТС. В НТС от газа отделяется конденсат, а охлаждённый до -10°С газ поступает в теплообменник для предварительного охлаждения тёплого газа, поступающего со скважин.

Слайд 22

Газосепараторы

Слайд 23

Центробежные газосепараторы а) с регулируемым завихрителем; б) с центробежными прямоточными элементами

Слайд 24

Жалюзийный газосепаратор
Типы уловительных насадок:
б) уголковая;
в) желобчатая;
г) жалюзийная с карманами для сбора

частиц;
д) жалюзийная с переменными геометрией и сечением каналов

Слайд 25

Сетчатый газосепаратор
1 − корпус;
2 − сетчатый коагулятор;
3 − сетчатый

отбойник (демистер);
4 − успокоительная решетка. Потоки: I − исходный газ; II − очищенный газ; III −жидкость

Слайд 26

Роторный газосепаратор
1 − корпус;
2 − отбойная пластина;
3 −вал;
4

− ротор с перфорированными стенками;
5 − сетчатая насадка;
6 − турбина;
7 − лабиринтное уплотнение;
8 − опора ротора.
Потоки: I − исходный газ; II − очищенный газ; III − жидкость

Слайд 27

Мокрая очистка газа
Схема установки для очистки газа фирмы «Кох»:
1 − труба

Вентури;
2 − диффузор;
3 − регулирующий конус;
4 − конфузор; 5 − сетчатый отбойник (демистер);
6 − клапанные тарелки.
Потоки: I − вода;
II − исходный газ;
III − очищенный газ;
IV − шлам

Слайд 28

Электрическая очистка газа
Схема силовых линий электрического поля между пластиной и острием
Схемы

трубчатых (а) и пластинчатых (б) электродов:
1 − коронирующие электроды; 2 − трубчатые осадительные электроды; 3 − силовые линии; 4 − пластинчатые осадительные электроды.
Потоки: I − исходный газ; II − очищенный газ

Слайд 29

Электрофильтр сажевый горизонтальный
1 − предохранительный клапан; 2 − газораспределительная решетка; 3

− механизм встряхивания решетки; 4 − люк для обслуживания, 5 −корпус; 6 − коллектор для поддува в изоляторные коробки; 7 − изоляторная коробка; 8 − механизм встряхивания коронирующих электродов; 9 − рама подвеса коронирующих электродов; 10 − коронирующий электрод; 11 − осадительный электрод; 12 − механизм встряхивания осадительных электродов; 13 − нижняя рама для подвеса коронирующих электродов с грузами; 14 − механизм ворошения уловленных частиц. Потоки: I − исходный газ; II − уловленные частицы; III − очищенный газ; IV − поддув

Слайд 30

Абсорбционная осушка газа

Слайд 31

Преимущества
меньшая стоимость оборудования;
непрерывность процесса;
надёжная работа автоматических схем контроля и

управления.

Слайд 32

Жидкие осушители
Преимущества жидких сорбентов
хорошая растворимость в воде;
быстрая регенерация

и высокая стабильность после регенерации;
низкое давление паров при контакте с газом (их незначительные потери);
отсутствие способности к образованию пен и эмульсий с углеводородным конденсатом, их хорошее разделение в отстойниках;
Доступность при сравнительно невысокой стоимости.

Слайд 33

Наиболее широкое применение получили высококонцентрированные растворы:
этиленгликоля (ЭГ);
диэтиленгликоля (ДЭГ);
триэтиленгликоля

(ТЭГ);
пропиленгликоль (ПГ).
Их достоинства:
с водой смешиваются во всех соотношениях;
не вызывают коррозии оборудования (возможность использования дешёвых марок стали).

Слайд 34

Противоточная абсорбционная осушка газа I – сырой газ; II – осушенный

газ; III – теплоноситель; IV – регенерированный гликоль 1 – сепаратор; 2 – абсорбер; 3 – линия слива уловленного гликоля; 4 – жалюзийный каплеуловитель; 5 – регулятор уровня; 6, 10 – холодильники; 7 – выветриватель; 8 – эжектор; 9 – сепаратор для улавливания гликоля; 11 – десорбер; 12 – кольца Рашига; 13 – кипятильник; 14 – насос; 15 – фильтр; 16 – теплообменник.

Слайд 35

Адсорбционная осушка газа

Слайд 36

Твёрдые осушители
Требования к адсорбентам:
Большая поверхность пор;
Высокая избирательность;
Стабильность адсорбционных свойств;
Низкое сопротивление

потоку газа;
Высокая механическая прочность;
Должны быть некоррозионно-активными, нетоксичными, химически инертными, легко регенерируемыми.

Слайд 37

Виды адсорбентов
бокситы (минералы состоящие из Al2O3);
активированная окись аллюминия (очищенный боксит);
гели (вещества

состоящие из окиси кремния и алюмогеля);
молекулярные сита.

Слайд 38

Схема адсорбционной установки с двумя адсорберами: 1, 2 − адсорбер; 3 −

водоотделитель; 4 − холодильник; 5 − нагреватель. Потоки: I − исходный газ; II − воздух на сушку и охлаждение; III − водяной пар на десорбцию; IV − воздух из десорберов; V − сухой газ; VI − смесь паров воды и адсорбата; VII − адсорбат; VIII − вода

Подготовка газа к транспорту

Содержание

Требования к обустройству месторождений:Сбор и подготовка к транспортировке запланированного количества

Сбор и транспортировка продукции скважиныЭлементы газосборной сети: Фонтанная арматура, газоотводящие линии

Системы сбора газа:а) Линейная;б) Лучевая; в) Кольцевая;г) Групповая.1- скважина; 2- шлейфы;