17.4.2. 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. 17.14.
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-
Рис. 17.14. Принципиальная схема осушки газа методом абсорбции:
1 - абсорбер; 2, 10, 11 - насосы; 3, 9 - емкости; 4, 6 - теплообменники; 5 - выветриватель; 7 - десорбер;
8 - конденсатор - холодильник; 12 - холодильник
Рис. 17.15. Принципиальная схема осушки газа методом адсорбции:
1, 2- адсорберы; 3 - регулятор давления типа "после себя"; 4 - холодильник;
5 - емкость; б - газодувка; 7 - подогреватель газа
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. 17.15. 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 давления 3 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.
- Томский политехнический университет Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Курс лекций
- Введение
- 1. Общая характеристика нефтяной залежи
- 1.1. Понятие о нефтяной залежи
- 1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти
- 2. Источники пластовой энергии
- 2.1. Пластовые давления
- 2.1.1. Статическое давление на забое скважины
- 2.1.2. Статический уровень
- 2.1.3. Динамическое давление на забое скважины
- 2.1.4. Динамический уровень жидкости
- 2.1.5. Среднее пластовое давление
- 2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания
- 2.2. Приток жидкости к скважине
- 2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений
- 2.4. Водонапорный режим
- 2.5. Упругий режим
- 2.6. Режим газовой шапки
- 2.7. Режим растворенного газа
- 2.8. Гравитационный режим
- 3. Технология и техника воздействия на залежь нефти
- 3.1. Цели и методы воздействия
- 3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды
- 3.2.1. Размещение скважин
- 3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды
- 3.4. Водоснабжение систем ппд
- 3.5. Техника поддержания давления закачкой воды
- 3.5.1. Водозаборы
- 3.5.2. Насосные станции первого подъема
- 3.5.3. Буферные емкости
- 3.5.4.Станции второго подъема
- 3.6. Оборудование кустовых насосных станций
- Основные характеристики бкнс
- 3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ппд
- 3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа
- 3.9. Методы теплового воздействия на пласт
- 3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт
- 3.11. Внутрипластовое горение
- 4. Подготовка скважин к эксплуатации
- 4.1. Конструкция оборудования забоев скважин
- 4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине
- 4.3. Техника перфорации скважин
- 4.4. Пескоструйная перфорация
- 4.5. Методы освоения нефтяных скважин
- 4.6. Передвижные компрессорные установки
- 4.7. Освоение нагнетательных скважин
- 5. Методы воздействия на призабойную зону скважины
- 5.1. Назначение методов и их общая характеристика
- 5.2. Обработка скважин соляной кислотой
- 5.3. Термокислотные обработки
- 5.4. Поинтервальная или ступенчатая ско
- 5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов
- 5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин
- 5.7. Гидравлический разрыв пласта
- 5.8. Осуществление гидравлического разрыва
- 5.9. Техника для гидроразрыва пласта
- 5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины
- 5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины
- 5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин
- 6. Исследование скважин
- 6.1. Назначение и методы исследования скважин
- 6.2. Исследование скважин при установившихся режимах
- 6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах
- 6.4. Термодинамические исследования скважин
- 6.5. Скважинные дебитометрические исследования
- 6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин
- 7. Основы теории подъема жидкости в скважине
- 7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе
- 7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа
- 7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения
- 7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы
- 7.1.4. К. П. Д. Процесса движения гжс
- 7.1.5. Понятие об удельном расходе газа
- 7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения
- 7.1.7. Структура потока гжс в вертикальной трубе
- 7.2. Уравнение баланса давлений
- 7.3. Плотность газожидкостной смеси
- 7.4. Формулы перехода
- 8. Эксплуатация фонтанных скважин
- 8.1. Артезианское фонтанирование
- 8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа
- 8. 3. Условие фонтанирования
- 8. 4. Расчет фонтанного подъемника
- 8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления
- 8. 6. Оборудование фонтанных скважин
- 8.6.1. Колонная головка
- 8.6.2. Фонтанная арматура
- 8.6.3. Штуцеры.
- 8.6.4. Манифольды
- 8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин
- 8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
- 8.8.1. Открытое фонтанирование
- 8.8.2. Предупреждение отложений парафина
- 8.8.3. Борьба с песчаными пробками
- 8.8.4. Отложение солей
- 9. Газлифтная эксплуатация скважин
- 9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации
- 9.2. Конструкции газлифтных подъемников
- 9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
- 9.4. Методы снижения пусковых давлений
- 9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров
- 9.4.2. Последовательный допуск труб
- 9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
- 9.4.4. Задавка жидкости в пласт
- 9.4.5. Применение пусковых отверстий
- 9.5. Газлифтные клапаны
- 9.6. Принципы размещения клапанов
- 9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
- 9.8. Оборудование газлифтных скважин
- 9.9. Системы газоснабжения и газораспределения
- 9.10. Периодический газлифт
- 9.11. Исследование газлифтных скважин
- 10. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
- 10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
- 10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи
- 10.3. Факторы, снижающие подачу шсн
- 10.3.1. Влияние газа
- 10.3.2. Влияние потери хода плунжера
- 10.3.3. Влияние утечек
- 10.3.4. Влияние усадки жидкости
- 10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера
- 10.4. Оборудование штанговых насосных скважин
- 10.4.1. Штанговые скважинные насосы
- 10.4.2. Штанги
- Характеристики штанг и муфт
- 10.4.3. Насосные трубы
- Характеристики насосно-компрессорных труб
- 10.4.4. Оборудование устья скважины
- 10.4.5. Канатная подвеска
- 10.4.6. Штанговращатель
- 10.4.7. Станки-качалки (ск)
- Техническая характеристика станков-качалок
- 10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками
- 10.5.1. Эхолот
- 10.5.2. Динамометрия шсну
- - Перо геликсной пружины, 7 - геликсная пружина, 8 - капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину с полостью силоизмерительной камеры - 9, 10 - нажимной диск,
- 10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация
- 10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях
- 11. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
- 11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса
- 11.2. Погружной насосный агрегат
- 11.3. Элементы электрооборудования установки
- Характеристика кабелей, применяемых для упцэн
- 11.4. Установка пцэн специального назначения
- 11.5. Определение глубины подвески пцэн
- 11.6. Определение глубины подвески пцэн c помощью кривых распределения давления
- 12. Гидропоршневые насосы
- 12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса
- 12.2. Подача гпн и рабочее давление
- 13. Погружные винтовые насосы
- 14. Раздельная эксплуатация пластов одной скважиной
- 14.1. Общие принципы
- 14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов
- 14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину
- 15. Ремонт скважин
- 15.1. Общие положения
- Гидравлический разрыв пласта.
- 15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин
- - Опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки;
- - Кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении;
- - Плашка; 6 - опроный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика;
- 15.3. Технология текущего ремонта скважин
- 15.4. Капитальный ремонт скважин
- 15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах
- 15.6. Ликвидация скважин
- 16. Эксплуатация газовых скважин
- 16.1. Особенности конструкций газовых скважин
- 16.2. Оборудование устья газовой скважины
- 16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава
- 16.4. Оборудование забоя газовых скважин
- 16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны нкт в скважину
- 16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны нкт
- 16.5.2. Определение глубины спуска колонны нкт в скважину
- 16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
- 16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной
- 17. Системы промыслового сбора и подготовки нефти и природного газа
- 17.1. Системы сбора скважинной продукции
- 17.2. Промысловая подготовка нефти
- 17.2.1. Дегазация
- 17.2.2. Обезвоживание
- 17.2.3. Обессоливание
- 17.2.4. Стабилизация
- 17.2.5. Установка комплексной подготовки нефти
- 17.3. Системы промыслового сбора природного газа
- 1, 9, 11, 12 - Насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор;
- VIII- установка подготовки газа; гсп- групповой сборный пункт; цсп-
- 17.4. Промысловая подготовка газа
- 17.4.1. Очистка газа от механических примесей
- 17.4.2. Осушка газа
- 17.4.3. Очистка газа от сероводорода
- 17.4.4. Очистка газа от углекислого газа
- Список рекомендуемой литературы