- •Введение
- •Глава 1. Оборудование ствола скважины
- •1.1.Конструкция скважины
- •1.2. Обсадные трубы
- •Размеры резьбовых соединений обсадных труб по гост 632
- •Механические свойства труб и муфт
- •1.3. Обсадные трубы, применяемые в мире
- •1.4 Расчет обсадных колонн
- •1.5. Насосно-компрессорные трубы
- •Механические свойства труб и муфт
- •Насосно-компрессорные трубы по гост 633
- •Размеры и масса безмуфтовых труб нкб1
- •1.6 Насосно-компрессорные трубы, применяемые в мире
- •Механические характеристики материалов для нкт по api Spec 5в, 5вc, 5вx
- •1.7 Расчет насосно-компрессорных труб
- •Глава 2. Оборудование устья скважин
- •2.1 Колонные головки
- •2.2 Фонтанная арматура, ее схемы и назначение
- •2.3 Основные типы и конструкции фонтанной арматуры
- •2.4 Запорные устройства фонтанной арматуры.
- •2.5. Фланцевые соединения фонтанной арматуры.
- •Глава 3. Комплекс специального подземного скважинного оборудования.
- •3.1 Скважинные уплотнители – пакеры.
- •3.2. Якори
- •3.3. Разъединитель колонны
- •3.4. Телескопическое соединение
- •3.5. Канатный инструмент и оборудование для проведения работ
- •3.6. Скважинные клапаны
- •Глава 4. Оборудование для освоения скважины
- •4.1 Методы освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин
- •4.2 Оборудование для освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин
- •Глава 5. Оборудование для обработки призабойной зоны скважины
- •5.1. Оборудование для поддержания пластового давления и вытеснения продукции скважин водой и газом.
- •5.2 Оборудование для термического воздействия на пласт
- •5.3 Оборудование для химического воздействия на пласт
- •5.4 Оборудование для гидравлического разрыва пласта
- •5.4 Новые виды воздействия на призабойную зону пласта
- •Глава 6.Оборудование для проведения ремонтных работ на скважинах
- •6.1 Грузоподъемное оборудование
- •6.2 Инструмент для выполнения спускоподъёмных операций
- •6.3 Средства механизации для спускоподъёмных операций
- •6.4 Наземное технологическое оборудование
- •6.5 Оборудование для ликвидации аварий и инструмент для ловильных работ
- •Глава 7. Оборудование для сбора, подготовки и транспортировки добываемого газа.
- •7.1. Система сбора и подготовки газа и конденсата
- •7.2. Оборудование для сбора и подготовки газа и конденсата
- •Сепараторы.
- •Теплообменное оборудование.
- •Абсорбционно-десорбционное оборудование.
- •Оборудование, установки и устройства для получения холода
- •7.3. Расчет сосудов для сбора и подготовки газа и конденсата
- •Запасы прочности и допускаемые напряжения.
- •Расчетные формулы для определения толщины стенки сосуда.
- •Определение толщины стенки днищ и крышек сосудов.
- •Проверочный расчет сосудов под давлением.
- •Расчет цилиндрических горизонтальных сосудов.
- •Учет ослабления сосудов вырезами.
- •Условие укрепления шва.
- •Учет ветровых и сейсмических нагрузок на сосуды и аппараты.
- •Особенности расчета и проверки теплообменных аппаратов.
- •7.4. Нефтепромысловые трубы и запорная арматура, применяемая на газовых промыслах
- •Механические характеристики трубных сталей
- •7.5. Насосные и компрессорные станции системы сбора и подготовки продукции добывающих скважин.
- •Типоразмеры модульных многофазных станций
- •Компрессорная установка 5вкг-10/6
- •Компрессорные установки 7вкг-30/7 и 7вкг-50/7
- •Компрессорные установки 7вкг-30/7 и 7вкг-50/7
- •Компрессорная установка 6гв-18/6-7
- •7.6. Оборудование для защиты от коррозии системы сбора и подготовки продукции добывающих скважин.
- •Установки для приготовления и дозировки реагентов
- •Оборудование и приборы для защиты от коррозии.
- •Список литературы
Глава 7. Оборудование для сбора, подготовки и транспортировки добываемого газа.
Система сбора и подготовки газа и конденсата предназначена для сбора продукции скважин и подготовки газа и конденсата. Она включает шлейфы, газосборные промысловые коллекторы, установки комплексной подготовки газа (УКПГ), дожимные компрессорные станции (ДКС), газо-перерабатывающий завод (ГПЗ).
Система сбора зависит от размера и конфигурации месторождения, числа залежей, пластовых и устьевых давлений и температур, запасов газа и конденсата, дебитов скважин, содержания конденсата в газе, наличия кислых компонентов, климатических условий, в которых находится месторождение.
Система сбора и подготовки газа и конденсата проектируется и выбирается на весь срок разработки месторождения на основе технико-экономических расчетов.
7.1. Система сбора и подготовки газа и конденсата
На промыслах в основном применяются следующие способы подготовки газа:
- низкотемпературной сепарации (НТС);
- абсорбционный;
- адсорбционный.
Низкотемпературная сепарация (НТС) обеспечивает подготовку газа за счет создания низких температур в сепараторе вертикального или горизонтального типа. НТС применяется на газокондесатных месторождениях (с содержанием конденсата в газе более 1,0 г/м3). При охлаждении газа происходит одновременное выделение углеводородов и влаги. Для предотвращения образования гидратов перед теплообменниками в газ подают метанол или гликоли.
В зависимости от способа получения низких температур НТС подразделяется на установки:
с дросселированием газа высокого давления (рис 7.1.);
с искусственным холодом (рис. 7.2.);
с турбодетанденрным агрегатом.
Рис. 7.1.
Абсорбционная осушка газа используется при низких пластовых давлениях и основана на поглощении влаги и конденсата жидкими абсорбентами, подаваемыми сверху. Абсорбция газа экономична при осушке больших потоков газа с незначительным (до 1,0 г/м3) конденсата.
Процесс происходит в вертикальных аппаратах – абсорберах высотой до 20м и диаметром до 2000 мм, в которых сырой газ движется снизу навстречу абсорбенту.
В системе абсорбционной осушки газа в качестве абсорбентов широко применяются высококонцентрированные растворы гликолей: этиленгликоль ЭГ, диэтиленгликоль ДЭГ, триэтиленгликоль ТЭГ. Этиленгликоль имеет самую низкую температуру кипения, что приводит к уносу его с осушенным газом и значительным потерям, поэтому ЭГ не так широко распространен в процессах осушки газа. ДЭГ по сравнению с ТЭГ имеет меньшую склонность к пенообразованию и меньшую температуру кипения, но ТЭГ значительнее снижает температуру точки росы. При осушке рекомендуется поддерживать температуру не ниже 283 К, так как при её уменьшении растет вязкость абсорбентов и ухудшается массообмен. Повышение температуры ведет к потерям гликолей, поэтому температуру поддерживают не выше 311 К.
Рис. 7.2.
Для регенерации абсорбентов их насыщенные растворы направляют в выпарные колонны – десорберы. При регенерации во избежания разложения гликолей температуру в колонне поддерживают не выше 437 К (164оС) для ДЭГ и 473 К (200оС) для ТЭГ.
Рис. 7.3.
Абсорбционная осушка по сравнению с адсорбционной имеет ряд преимуществ:
- возможность осушки газов с веществами, отравляющими твердые поглотители;
- непрерывность процесса за счет поступления газа из абсорберов напрямую в десорберы;
- простота автоматизации процесса;
- возможность осушки газ до температуры – 70оС.
На (рис. 7.3.[24]) показана принципиальная схема абсорбционной осушки газа, действующая на месторождении Медвежье.
Адсорбционная осушка газа применяется практически при любых давлениях и основана на поглощении паров воды из природного газа твердыми поглотителями.
В качестве адсорбентов используют силикагели, окись алюминия, синтетические цеолиты (молекулярные сита) и др. Силикагели – это гели кремниевой кислоты, которые подвергаются сушке и прокалке. Применяются в виде гранул диаметром 0,2 – 0,7 мм.
Процесс осушки происходит в адсорберах в течении 35 часов. После этого газ направляют на другой адсорбер, а отработавший ставят на регенерацию – выпаривание влаги за счет нагревания до температуры 350 – 400оС осушенным газом. Цикл регенерации продолжается до 20 часов в зависимости от температуры газа и его влажности. На (рис. 7.4.[24]) представлена принципиальная технологическая схема осушки газа с помощью адсорбентов на месторождении Медвежьем.
Рис. 7.4.