Основы нефтегазового дела ПНИПУ

17 страниц мелким шрифтом ...

СОДЕРЖАНИЕ:



1. Понятие о скважине.
2. Системы промыслового сбора природного газа.

а. Промысловая подготовка газа.
б. Очистка газа от механических примесей.
в. Осушка газа.

3. Испытание трубопроводов. Резервуары и резервуарные парки в системе
магистральных нефтепроводов.


4. Используемая литература.

Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра. Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.
Элементы конструкции скважин приведены на рис. 6.1. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом.
Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой
заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.
Ниже расположенные участки скважины - цилиндрические.
Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м, диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют
кондуктором II.
Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.
После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных
пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной.
В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной

7.39).Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим числом (2...3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виделучей. Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойнуюподачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора.По рабочему давлению системы сбора газаделятся 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).2а. Промысловая подготовка газа.Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводородов, 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 контрольно-измерительныхприборов. Конденсат тяжелыхуглеводородов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение. Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию втрубопроводах гидратов - снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб.Сероводород является вредной примесью. При его 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 также приводит к коррозии оборудования. Поэтому его целесообразно отделить на промыслах. Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводородаи углекислого газа.2б. Очистка газа от механических примесейДля очистки природного газа от мехпримесей используются аппараты 2-х типов:- работающие по принципу ≪мокрого≫ улавливания пыли (масляные пылеуловители);- работающие по принципу ≪сухого≫ отделения пыли (циклонные пылеуловители);На рис. 7.40 представлена конструкция вертикального масляного пылеуловителя. Это вертикальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами. Пылеуловитель состоит из трех секций: промывочной А (от нижнего днища до перегородки 5), в которой все время поддерживается постоянный уровень масла; осадительной Б ( от перегородки 5 до перегородки 6), где газ свобождается от крупных частиц масла, и отбойной (скрубберной) секции В (от перегородки 6 до верхнего днища), где происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц масла.Пылеуловитель работает следующим образом. Очищаемый газ входит в аппарат через патрубок 10. Натекая на козырек 9, он меняет направление своего движения. Крупные же частицы мехпримесей,пыли и жидкости по инерции продолжают двигаться горизонтально. При ударе о козырек 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 взвешенные 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 увлекаются газовым потоком в верхнюю скрубберную секцию В. Ее основной элемент - скруббер, состоящий из нескольких рядов перегородок 8, расположенных в шахматном порядке. Проходя черезлабиринт перегородок, газ многократно меняет направление движения, а частицы масла по инерции ударяются о перегородки и стекают сначала на дно скрубберной секции, а затем по дренажным трубкам11 в нижнюю часть пылеуловителя. Очищенный газ выходит из аппарата через газоотводящий патрубок7. Осевший на дно пылеуловителя шлам периодически (раз в 2...3 месяца) удаляют через люк 12. Загрязненное масло через трубку 1 сливают в отстойник. Взамен загрязненного в пылеуловитель по трубе 2 доливается очищенное масло. Контроль за его уровнем ведется по шкале указателя уровня 3.Рис. 7.40. Вертикальный масляный пылеуловитель;Рис. 7.41. Циклонный пылеуловитель;1 - трубка для слива загрязненного масла; 2 - трубка для доливасвежего масла; 3 - указатель уровня; 4 - контактные трубки;5, б - перегородки; 7 - патрубок для вывода газа; 8 - скруббер;9 - козырек; 10 - патрубок для ввода газа; 11 - дренажные трубки;12 - люк для удаления шлама.1 - корпус; 2 - патрубок для ввода газа; 3 - циклон4,5 - перегородки; 6 - патрубок для удаленияшлам; 7 - патрубок для вывода газа; 8 – винтовые лопости. Наряду с ≪мокрым≫ для очистки газов от твердой и жидкой взвеси применяют и ≪сухое≫ пылеулавливание. Наибольшее распространение получили 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 частицы отбрасываются к периферии, затормаживаются о стенку циклона и выпадают в нижнюю часть аппарата, откуда выводятся через патрубок 6. А очищенный газ, изменяя направление движения, попадает в верхнюю часть аппарата, откуда выводится через патрубок 7.В товарном газе содержание мехпримесей не должно превышать 0,05 мг/м3.2в. 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 производится на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны и дороги. Технологическая схема абсорбционной осушки газа с помощью диэтиленгликоля (ДЭГ), приведена на рис. 7.42. Газ, требующий осушки, поступает в абсорбер 1. В нижней скрубберной секции он очищается от взвешенных капель жидкости и поднимается вверх, проходя через систему тарелок. Навстречу газу по тарелкам стекает концентрированный раствор ДЭГ, закачиваемый в абсорбер насосом 2 из емкости 3. Раствор ДЭГ поглощает пары воды. Далее газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от захваченных капель раствора и выходит из аппарата. Остальная часть технологической схемы служит для восстановления абсорбента. Использованный раствор ДЭГ, содержащий 2...2,5 % воды, отбирается с нижней глухой тарелки абсорбера 1, подогревается в теплообменнике 4 встречным потоком регенерированного раствора и направляется в выветриватель 5, где освобождается от не конденсирующихся 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, стекающего вниз выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров ДЭГ (верхняя основная часть колонны) и кипятильника (нижняя часть колонны), где происходит нагревание раствора до температуры 150... 160 °С и испарение воды. Водяной пар из десорбера поступает 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 малой вязкостью, неагрессивны в коррозионном отношении, очень слабо растворяют природные газы и имеют низкую упругость паров, что облегчает их регенерацию. Недостатками абсорбционной осушки газа являются унос абсорбента 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 снизу вверх через слой адсорбента - твердого вещества, поглощающего пары воды и далее выводится из аппарата. Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного (12... 16 ч) времени. После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают и выводят на регенерацию. Для этого через регулятор давления3 типа ≪после себя≫ из газовой сети отбирается сухой газ, и воздуходувкой 6 подается в подогреватель 7, где газ нагревается до температуры 180...200 °С. Далее он подается в адсорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего поступает в холодильник 4. Сконденсировавшаяся вода собирается в емкости 5, а газ используется 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, когда необходимо достичь точку росы менее - 30 °С. В качестве адсорбентов используют бокситы, хлористый кальций в твердом виде, цеолиты, силикагель и др.3. Испытание трубопроводов. Резервуары и резервуарные парки в системемагистральных нефтепроводов.Испытание трубопроводов на прочность и герметичность проводят после завершения всех предшествующих работ (укладки, засыпки, очистки полости, врезки линейной арматуры).Применяют следующие способы испытаний: гидравлический, пневматический и комбинированный.Гидравлическое испытание выполняют главным образом водой. В качестве ее источников используют естественные или искусственные водоемы (реки, озера, водохранилища, каналы и т.п.).Трубопровод заполняется водой с помощью наполнительных агрегатов через узлы подключения. Поскольку присутствие воздуха в полости трубопровода может исказить результаты испытаний, то для его удаления в повышенные точки профиля врезаются воздуховыпускные краны. При испытаниях на прочность в трубопроводе необходимо создать давление, на 10...25 % превышающее то, с которым будет вестись перекачка. Сначала давление в испытуемом участке повышают наполнительными агрегатами. Когда же их технические возможности будут исчерпаны, наполнительные агрегаты отключают и включают опрессовочные агрегаты. После достижения расчетного давления ихотключают, закрывают задвижки и выдерживают трубопровод под испытательным давлением 24 ч.Если в процессе подъема или выдержки давления случаются разрывы, то трубы разрушенного участка заменяют новыми, а испытание повторяют. При испытании на герметичность измеряют снижение рабочего давления в течение определенного промежутка времени. Если оно незначительно, то делают вывод о герметичности испытуемого участка трубопровода. Заканчиваются гидравлические испытания вытеснением воды из полости трубопровода. На магистральных газопроводах для этого пропускают не менее двух поршней-разделителей со скоростью 3...10 км/ч под давлением сжатого воздуха или газа. Воду из нефтепродуктопроводов после их испытания удаляют одним поршнем-разделителем, перемещаемым под давлением транспортируемого продукта. tПневматическое испытание трубопроводов выполняют сжатым воздухом или природным газом. Их источники и средства закачки те же, что и при продувке. Повышение давления в трубопроводе производится в несколько ступеней с обязательным осмотром трассы при достижении давления, равного 30 % от испытательного. Затем давление поднимают до испытательного (1,1 Р ..) и, перекрыв запорную арматуру, выдерживают трубопровод в течение 12 ч. Допустимое снижение давления - не более 1 %. Затем давление снижается до рабочего и выдерживают его еще не менее 12 ч. В случае утечек воздуха или разрыва труб подача воздуха немедленно прекращается, давление снижаетсядо атмосферного и выполняются работы по устранению дефектов, после чего испытание возобновляется. По окончании испытания оборудование демонтируют и перебазируют на новыйучасток.Достоинством пневматического метода испытаний является отказ от использования значительных количеств воды.