- •81.Общая характеристика систем сбора и подготовки скважинной продукции.
- •88. Расчет кольцевого газопровода.
- •82.Гидравлический расчет простого напорного трубопровода при изотермическом режиме течения жидкости.
- •83. Гидравлический расчет сложных напорных трубопроводов.
- •84. Расчет тр/проводов, трансп-их неньютон-е жид-ти.
- •85.Основная расчетная формула газопровода высокого давления. Три основные расчетные задачи простого газопровода.
- •86.Расчет газопровода с параллельными нитками.
- •87. Расчет газопровода переменного диаметра.
- •89. Измерение количества нефти, газа и пластовой воды по скважинам.
- •90. Расчёт вертикального гравитационного сепаратора на пропускную способность по жидкости и газу.
- •92. Понятие о нефтяных эмульсиях. Основные свойства нефтяных эмульсий.
- •93. Установки подготовки нефти. Схема. Основные составляющие установки.
- •97. Подготовка природного газа по технологии нтс.
- •94. Сепарация нефти. Классификация сепараторов.
- •Горизонтальный сепаратор
- •95. Основные технологии обезвоживания нефти. Характеристика деэмульгаторов.
- •96. Установки подготовки пресной воды.
- •98. Подготовка природного и попутного газа на абсорбционных установках.
- •99. Подготовка природного и попутного газа с использованием адсорбционных установок.
- •100. Жидкостные и гидратные пробки в газопроводах. Методы предотвращения образования. Удаление пробок.
- •101. Способы защиты оборудования от коррозии в нефтедобыче.
- •91. Характеристика основных технологических процессов, применяемых при подготовке нефти на промысле.
97. Подготовка природного газа по технологии нтс.
Холод при высоких давлениях природного газа получают на специальных установках, называемых установками низкотемпературной сепарации (НТС). В установках НТС отрицательные температуры создаются в результате дросселирования (понижения давления) газа высокого давления в штуцерах. Установка НТС, приведенная на рис.1, работает следующим образом. Газ из шлейфов 1 под высоким давлением поступает в каплеотбойник 2, где освобождается в основном от воды. Затем газ проходит смеситель С и вместе с ДЭГом подается в теплообменник типа «труба в трубе» 3, где предварительно охлаждается холодным газом, поступающим из низкотемпературного сепаратора 5. Предварительно охлажденный газ высокого давления редуцируется в штуцере 4 до давления максимальной конденсации, в результате чего резко понижается его температура. При резком понижении давления и температуры газа из последнего выделяется вода и углеводородный конденсат, которые постепенно накапливаются в конденсатосборнике низкотемпературного сепаратора 5. Смесь воды с ДЭГом и жидкими углеводородами поступает через исполнительный механизм на сепараторе 5 и штуцер 8 в первый конденсатосборник 9, где ДЭГ отделяется от углеводородного конденсата. ДЭГ по трубопроводу 11 под собственным давлением (5 МПа) поступает на установку регенерации, а углеводородный конденсат последовательно проходит конденсатосборники 9, в которых его давление постепенно снижается за счет редуцирования в штуцерах 8. Постепенное (а не резкое) снижение давления углеводородного конденсата проводится с целью получения максимального выхода стабильного конденсата. Холодный и осушенный газ всегда с постоянным давлением из низкотемпературного сепаратора 5 поступает в теплообменники 3, где температура его повышается за счет горячего газа, а из них сначала на измерительную шайбу 12, затем в сборный коллектор сухого газа 13, идущий на головные сооружения.
Р ис. 1. Схема установки НТС с использованием дроссель-эффекта.
1–шлейф или сборный коллектор; 2– каплеотделитель;
3– теплообменники; 4– штуцер;
5– низкотемпературный сепаратор; 6– коллектор-распределитель газа с низкой температурой (отрицательной);
7– дозировочный насос для подачи ингибитора с целью предотвращения гидратообразования;
8– штуцеры, понижающие давление в конденсатосборниках; 9– конденсатосборники;
10– конденсатопровод на (ПГРС);
11– трубопровод, транспортирующий ДЭГ на установку регенерации;
12– измерительная шайба для сухого газа; 13– коллектор сухого газа, идущий на головные сооружения.
ПГРС – промысловую газораспределительную станцию.
94. Сепарация нефти. Классификация сепараторов.
Сепарация проводится с целью:
получение нефтяного газа, используемого как химическое сырье или топливо;
снижение гидравлических сопротивлений;
разложение образовавшейся пены;
отделение воды от нефти при добыче нестойких эмульсий;
уменьшение пульсаций при транспорте нефти от сепараторов 1-й ступени (смонтированной на площадке ДНС) до УПН.
В нефтяных сепараторах любого типа разделяют 4 секции:
1) Основная сепарационная секция. Служит для выделения газа из нефти. Важно конструктивное оформление ввода продукции скважины (радиальное, тангенциальное, диспергаторы);
2) Осадительная. Нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям.;
3) Сбора нефти. Нефть может находиться в однофазном состоянии или в смеси с газом.;
4) Каплеуловительная.
Работа сепаратора характеризуется двумя показателями: 1) кол-вом капельной жидкости, уносимой потоком газа из этой секции 2) кол-вом газа, уносимого потоком нефти из секции 3. Чем ниже эти показатели, тем лучше работает сепаратор.
Эффективность сепаратора:
Где G1н, G2н – расходы нефти до и после сепаратора; G1Г, G2Г – то же самое газа; V1, V2 – объемы расхода газа до и после сепаратора.
Qн+Qг=const.
Kж=qж/VГ, Kг=qг/Qж.
Удельный унос капельной жид-ти газом Кж и удельный унос свободного газа потоком нефти Кг; qж, qг – объемные расходы капельной жид-ти и свободного газа, уносимые из сепаратора, см3/час.
Степень технического совершенства сепаратора характеризуется следующими факторами:
min d капель жид-ти, задерживаемых в сепараторе;
max допустимой υср газового потока в свободном сечении сепаратора;
временем пребывания жидкости в аппарате.
Кж допустимая <= 50 см3/(1000 м3 газа), при этом Кг<= 20000 см3/(м3 жид-ти).
Для невпсенивающихся и маловязких нефтей время пребывания в сепараторе принимается равным 2-3 мин, а для вспенивающихся – 5-20 мин (маловязкие – μн до 5*10^-3 Па*с, высоковязкие – μн > 1,5*10^-2 Па*с).