Файл: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 105
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Первичное и вторичное вскрытие продуктивного пласта
Методы вскрытия продуктивных пластов
Разновидности оборудования для перфорирования
Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса
Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом
Общие сведения о поршневых насосах
Функции автоматизации системы измерения количества и качества товарной нефти (СИКН).
Система предназначена для автоматизированного коммерческого учета товарной нефти прямым массово-динамическим методом, а так же для определения качественных показателей нефти при ведении документов, предназначенных для операций учета товарной нефти между Поставщиком и Потребителем на объектах нефтепереработки, а так же при проведении учетно-расчетных операций при транспортировке нефти и нефтепродуктов.
Функциональные возможности СИКН : Измерения и вычисления в автоматическом режиме СИКН обеспечивает выполнение в автоматическом режиме следующих измерений и вычислений:мгновенных значений:массового расхода через ИЛ, СИКН;объемного расхода через БИК;плотности при температуре и давлении нефти в ИЛ и приведенной к стандартным условиям при плюс 20 ºC и плюс 15 ºCперепада давления на фильтрах БФ;температуры в ИЛ, СИКН, БИК, ПУ;давления ИЛ, СИКН, БИК, ПУ;объемной и массовой доли воды в нефти;массы брутто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;массы нетто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;средневзвешенных значений за отчетный период:массового расхода через ИЛ;
объемного расхода через БИК;плотности при температуре и давлении нефти в ИЛ и приведенной к стандартным условиям при плюс 20 ºC и плюс 15 ºC;температуры в ИЛ, СИКН, БИК;давления ИЛ, СИКН, БИК;объемной и массовой доли воды в нефти;накопленных значений за отчетный период:массы брутто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;массы нетто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом.
СИКН обеспечивает расхода по каждой ИЛ, БИК; плотности нефти; свободного газа в нефти; давления и температуры в ИЛ, БИК, ПУ; перепада давления на фильтрах; содержание объемной доли воды в нефти;автоматический отбор объединенной пробы пропорционально объему перекачиваемой нефти или пропорционально времени, ручной отбор точечной пробы;автоматизированное выполнение режима контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода (ПР) по контрольной линии без нарушения процесса измерения и без нарушения работы нефтепровода, оформление и печать протоколов контроля метрологических характеристик (КМХ);автоматизированное выполнение режимов поверки и контроля метрологических характеристик ПР при помощи поверочной установки без нарушения процесса измерения и без нарушения работы нефтепровода, оформление и печать протоколов поверки и КМХ;контроль метрологических характеристик и поверка рабочего и резервно-контрольного преобразователя расхода по передвижной ТПУ;гарантированное перекрытие потока и наличие устройства контроля протечки (местное) запорной арматуры, протечки которой могут оказать влияние на достоверность поверки и КМХ;контроль перепада давления на фильтрах (местный и дистанционный);автоматический контроль, индикацию и сигнализацию предельных значений параметров
-
Объекты автоматизации в нефтегазовой отрасли.
промышленности автоматизированной системы управления. Она дает возможность повысить рентабельность предприятия, улучшить качество производимого продукта и образовать надежное и бесперебойное производство.
Все традиционные технологические процессы на предприятиях нефтегазовой промышленности подразделяются на три направления:Автоматика процесса добычи нефти и газа.Автоматика переработки нефтегазового сырья.Автоматика транспортировки нефти и газа к покупателю.
Все нефтегазовые предприятия вынуждены использовать в своей работе большие затраты электроэнергии. Если удается снизить эти затраты за счет внедрения только организационно- механических мероприятий, то тогда предприятие получает огромную экономию своих финансовых активов. Вот почему очень актуальной в настоящий момент является внедрение автоматизированной системы управления в предприятия по нефтегазодобыче, по переработке этого сырья и на предприятия нефтехимии. Она позволяет не только получить высококачественный продукт, снизить энергозатраты, но и получить экологически безопасное производство, повысить производительность труда и т.д.
АСУ ТП по добыче и переработке нефти и газа представляет из себя целый комплекс программного обеспечения, который дает возможность получать необходимую информацию о состоянии объекта в реальном времени, анализировать ее, отображать через графики и таблицы, заносить в архивные базы для будущего использования и т.д.
Все эти задачи на заводе по переработке нефти и газа решаются с помощью система автоматизации из класса MES (Manufacturing Executing System), которые реализуются с помощью таких комплексов:Диспетчерское управление оперативного характера.Согласование балансов материальных затрат.Всеобщий учет производственного процесса.Строгий контроль качества выпускаемого продукта.Анализ и учет затрат по потребляемой электроэнергии.Контроль за исправным состоянием технологического оборудованияПланирование оперативной работы производственного процесса.Глубокий анализ каждого отдельного этапа производственного процесса.
Дисциплина 7 Системы сбора и подготовки скважинной продукции
-
Системы сбора и подготовки нефти и газа. Выкидные линии, ГЗУ, нефтесборный коллектор, ДНС, напорные трубопроводы. Системы защиты от разрушения и инцидентов.
Система сбора - это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудований, предназначенных для сбора продукции отдел скв и доставки ее до пунктов подготовки нефти газа и воды. Система должна обеспечивать: измерение кол-ва продукции, получаемой из каждой скважины: максимальное использование пластовой энергии для транспортировки продукции скважин до пунктов ее подготовки: сепарацию нефти и газа; отделение от продукции скв свободной воды; доведение нефти до норм товарной продукции; очистка и осушка нефтяного газа; очистка и ингибирование пластовой воды.
Системы сбора и подготовки состоят трубопроводов, замерных установок, сепарационных пунктов, резервуарных парков, установок комплексной подготовки нефти, установок подготовки воды и газа, насосных и компрессорных станций.
Факторы, влияющие на выбор системы сбора нефти и газа. -величина площади и конфигурация нефтяного местор; -рельеф местности; -физико-химические свойства нефти, нефтяных эмульсий, нефтяного газа; климатические условия месторождения; местоположение месторождения; -устьевые Р и Т; изменение устьевого давления в процессе разработки; газовый фактор; сетка расположения скважин и их число на каждом продуктивном горизонте; -объемы добычи нефти, нефтяного газа и пластовой воды по каждому продуктивному горизонту; источники воды и электроэнергии; наличие железных и шоссейных дорог; -топографическая карта.
Выкидная линия - промысловый нефтепровод от СКВ до замерной установки (предназначен -для транспортировки добыв продукта) Оборудуется: обратным клапаном, запорной арматуры, угловым вентилем, манометром, пробоотборник высокого давления. АГЗУ- предназначен для непрерывного тех учета добыв нефтегазожидкостой эмульсии, опред автоматиз режиме. Состоит: патрубки подключения вы клин СКВ(усы), с обратными клапанами, псм(для автом и ручного перевода потока добыв из отд СКВ жид-ти в газосепаратор) ,линии байпаса(обходная линия трубопровода, предназначен для направления потока жид-ти, минуя отключенное оборудование присоед к осн трубопр), сепар емкость-для отд попут газа от жид-ти:оснащена сппк,кип),кип-а(пред для измер тех параметров),сппк(пред для защиты установок от прев допуст давл),зра(тех устр-во,пред для управ потоком раб среды посредством изм площади проходного сечения)Нефтесборный коллектор-трубопроводы от ГЗУ до сборных пунктов наз-ся коллекторы.
Для защиты трубопроводов от внеш и внут коррозии используют лакокрасочные, полимерные, битумные покрытия, мастику и др спец покрытия. Организовывают подачу ингибиторов коррозии. Для исключения воздействия блуждающих токов предусмотрена систему электрохим защиты ЭХЗ. Для выполнения очистки внут стенок трубопроводов и проведения внут диагностики трубпр в начале и в конце трубоп устан камеры запуска и приема очистных устройств(КЗОУ,КПОУ)а также средств очистки и диагностики (СОД).Узел контроля коррозии(УКК)пред для опр общей скрости коррозии в трубопр гравимет методом без остановки работы трубопр.(в нач и в конце уст).Гравим метод зак-ся в опр потери массы мет образцов за время их пребыв в инг средах Предупреждение засорения нефтепроводов и методы удаления:отложение парафина:исп паровых передвижных установок,покрыт внут труб лаками,эпоксидными смолами и стеклопластиками, применение ПАВ, применение резиновых шаров(торпед),применение теплоизоляции; отложение солей: хим(применение фосфанатов препят слип и отл) физ(магн поле) прим пресс вод); образование УВ водяных и гидратных пробок:осушка газа, ввод ингибиторов гидратообразований,
Система обнаружения утечек-автомат система контролирующая целостность стенки трубопровода. Главная задача состоит выявить факт утечки и опр ее местоположение. СОУ обесп формирование сигнала тревоги о возм налич утечки и отображении инф.Системы используютконтрольноизмерительное оборудование (датчики давления, расходомеры, датчики температуры и т.д.).СДКУ(система диспертч контроля и управления )-сервер СОУ-арм соу=канал передачи инф=локальная станция СОУ.Параметрическая система обнаружения утечек программный комплекс, функционирующий совместно ссистемой диспетчерского контроля и управления на основе использования поступающих в СДКУданных о параметрах работы нефтепровода. Работа комплекса основана на анализе данных телеизмерений, имеющиеся на верхнем уровне АСУ ТП и применения математической модели для принятия решения оналичии утечки.
-
Обезвоживание и обессоливание нефти. Физические основы процесса. Применяемые технологии.
При закрытой схеме жидкость нефть с водой и газом со скважин под действием давления на устье поступает по выкидным линиям на ГЗУ групповая замерная установка, где замеряется дебит нефти со скважин. Из ГЗУ нефть направляется в нефтесборный коллектор. По нефтесборному коллектору нефть поступает на 1-ю ступень сепарации, расположенную на центральном сборном пункте ЦСП. На территории центрального сборного пункта находится установка подготовки нефти УПН.
На ЦСП осуществляется сепарация газа, обезвоживание, обессоливание нефти. Если нефть с высоким газовым фактором, то газ после сепарационной установки поступает на прием компрессоров газокомпрессорной станции. Компрессорами газ перекачивается до газобензинового завода или в магистральный газопровод и далее до пунктов его потребления. Процесс отделения воды от нефти называют обезвоживанием. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1-1,5%. Полное отделение воды от нефти до 0,01% происходит в процессе обессоливания нефти. В процессе обессоливания из нефти удаляются соли. Удаление соли из нефти происходит в процессе пропуска нефти через слой пресной воды. Соли, содержащиеся в нефти, растворяются в пресной воде и удаляются вместе с водой. Процессы разрушения нефтяных эмульсий в промысловой практике осуществляют с помощью нагрева нефти до 50-70° и дозировкой в нее химических реагентов деэмульгаторов. Происходит комплексное воздействие за счет тепла, когда вязкость эмульсии снижается, и капли воды соединяются друг с другом и деэмульгатором, вследствие чего вода отделяется от нефти и осаждается в резервуарах. Применяется также электрический способ разрушения эмульсии, который основан на проявлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капли воды, на взаимном притяжении этих капель и разрушении пленок нефти между этими каплями в результате действия электрического тока высокого напряжения на электроды, находящиеся в потоке эмульсии. при подаче тока, капли нефти соединяются между собой в более крупные частички и вода начинает оседать на дно сосуда.
Сепарация-отделение нефти от газа и воды в различных сепараторах :получения нефт газа, умен пенообр,умен пульзаций давл . Виды: двухфазный(г-ж)трехфазный, вертикальный и центробежный. сепарационная секция , осадительная ,секция сбора нефти, секция каплеудаления. Состоит: патрубок ввода, раздаточный коллектор, регулятор давл, жалюзийный каплеуловиель, предохранительный клапан, наклонные полки, поплавовковый уравномер, перегородки, линия сброса, люк,диспергатор, регулятор уровня, сливная труба.
Резервуары-отстойники
На промыслах для приёма, хранения и отпуска сырой и товарной нефти применяют резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Резервуары-отстойники для обезвоживания нефти производят на базе типовых вертикальных резервуаров РВС. Они должны работать с постоянным уровнем нефти (чтобы исключить большие «дыхания») и оборудоваться специальным распределительным устройством, обеспечивающим равномерность подъёма нефтеводяной смеси по всему сечению аппарата. На рис. 9.13 приведена схема одного из вариантов резервуара-отстойника.
Резервуар имеет так называемый «жидкостный гидрофильный фильтр». Для более эффективного сочетания процессов обезвоживания нефти и очистки пластовой воды в нефтяную эмульсию до подачи её в резервуар можно добавить горячую дренажную воду из отстойников (или электродегидраторов) окончательного обезвоживания. Место ввода горячей дренажной воды и диаметр подводящего трубопровода должны быть такими, чтобы обеспечить необходимое время перемешивания с достаточной степенью турбулентности (Re
8000).
Объекты автоматизации в нефтегазовой отрасли.
Системы сбора и подготовки нефти и газа. Выкидные линии, ГЗУ, нефтесборный коллектор, ДНС, напорные трубопроводы. Системы защиты от разрушения и инцидентов.
Обезвоживание и обессоливание нефти. Физические основы процесса. Применяемые технологии.
Рис. Схема резервуара-отстойника:I – нефтяная эмульсия; II – отстоявшаяся нефть; III – пластовая вода; 1 – подводящий трубопровод; 2 – лучевые отводы с отверстиями; 3 – общая ёмкость; 4 – цилиндрическая ёмкость для сбора и вывода нефти; 5 – трубопровод для вывода нефти; 6 – водосборная труба; 7 – восходящая труба гидрозатвора; 8 – нисходящая труба гидрозатвора; 9 – регулирующий шток; 10 – подвижный цилиндр (местное сопротивление); 11 – уровень воды; 12 – уровень нефти; 13 – задвижка для опорожнения резервуара
Нефтяная эмульсия поступает по трубопроводу 1 в ёмкость 2, выполненную в виде барабана с эллиптической крышкой. К ёмкости 3 для равномерного распределения эмульсии по сечению резервуара подсоединены веером шестнадцать лучевых отводов 2 с отверстиями (на рис. 9.13 показаны только два лучевых отвода). Отводы имеют с нижней части отверстия с постепенным увеличением их диаметра от центра к периферии.
Нефтяная эмульсия через отверстия в отводах поступает равномерно под слой дренажной воды, служащей своеобразным «гидрофильным фильтром», где происходят процессы дополнительной деэмульсации и очистка отделившейся от нефти воды.
Более лёгкая нефть поднимается наверх, стекает в ёмкость 4 и по трубе 5 отводится из резервуара. Пластовая вода через трубу 6 поднимается по восходящей трубе гидрозатвора 7, затем проходит кольцевое пространство между цилиндром 10 и внутренней стенкой восходящей трубы, испытывая местное гидравлическое сопротивление. Далее вода переливается в нисходящую трубу гидрозатвора 8 и отводится из аппарата. С помощью гидрозатвора регулируется уровень воды 11 путём изменения величины местного гидравлического сопротивления перемещением вверх или вниз цилиндра 10 с помощью штока 9.
Показатели | Отстойник на базе резервуара | ||
РВС-1000 | РВС-2000 | РВС-5000 | |
Производительность по эмульсии, тыс. м3/сут | 3 | 6 | 11 |
Содержание воды в эмульсии, % масс. | 40 | 40 | 40 |
Содержание воды в нефти после отстойника с предварительной внутритрубной деэмульсацией, % масс. | 2 | 2 | 2 |
Содержание воды в нефти после отстойника без предварительной внутритрубной деэмульсацией, % масс. | 12 | 12 | 12 |
Содержание нефти в отходящей пластовой воде, мг/л | 100 | 100 | 100 |
Высота уровня воды, м | 4,5 | 5,0 | 5,0 |
Высота наполнения отстойника, м | 8,5 | 10,0 | 10,0 |
Температура отстоя, оС | 20 | 20 | 20 |
1 ... 19 20 21 22 23 24 25 26 27
Отстойники
В отстойники, как правило, поступает разрушенная внутритрубной деэмульсацией смесь нефти и воды. Конструкции отстойников должны обеспечить равномерность выхода струй жидкости из распределителя потока (маточника) по всему сечению аппарата. Форма маточника и характер ввода эмульсии могут отличаться для разных отстойников.
На рис. 9.14 приведена схема отстойника типа ОГ (отстойник горизонтальный).
Разрушенная нефтяная эмульсия поступает по вертикальному стояку 1 в распределительный коллектор 2, к которому приварены перпендикулярно к оси аппарата отводы 3 с отверстиями, из которых эмульсия выходит равномерными струями по всему сечению отстойника.
При выходе струй из отводов режим движения их должен быть ламинарным, чтобы предотвратить возможное образование стойких эмульсий в объёме самого отстойника. Затем нефть поднимается вверх через водяную подушку и через перфорированный коллектор 4 отводится из аппарата. Вода оседает в дренаж и по перфорированной трубе 5 перетекает в чистый водяной отсек, из которого она отводится. Механические примеси, грязь (шлам) отводятся по мере накопления через нижний штуцер.
Рис. 9.14. Схема отстойника:
1 – стояк для ввода эмульсии; 2 – коллектор; 3 – отводы с отверстиями;
4 – перфорированный сборный коллектор для нефти;
5 – перфорированная труба; 6 – перегородка
В отстойнике другой конструкции (рис. 9.16) предварительно разрушенная эмульсия входит перпендикулярно оси аппарата по патрубку 1 и через прорези коллектора 2 вытекает равномерно по направлению к стенкам аппарата.
Рис. 9.16. Схема отстойника:
1 – патрубок ввода эмульсии; 2 – коллектор ввода эмульсии; 3 – патрубок вывода нефти; 4 – коллектор для сбора нефти; 5 – коллектор для сбора воды
Далее эмульсия постепенно перемещается вдоль оси аппарата справа налево, при этом происходит её расслаивание, вода собирается в нижней части и удаляется через коллектор 5, а нефть забирается коллектором 4 и отводится через стояк 3. Длина отстойника должна быть такой, чтобы обеспечить полное расслоение эмульсии за время её пребывания в аппарате при оптимальной скорости движения потока.
-
Основные процессы подготовки нефти. Показатели качества товарной нефти.
Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения – сепарацией. Обезвоживанием разрушение водонефтяной эмульсии(мех. смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей), которая образуется в смеси нефти и воды, движущаяся по НКТ и извлеченного пласта(укрупнение капель за счет их слияния разделение фаз Обессоливание нефти осуществляется смешиванием обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Делается это с целью уменьшения концентрации соли в воде, т.к. даже в обезвоженной нефти остается некоторое кол-во воды, в которой и растворяется соль. Стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.
Качаство нефти норматив по госту и потр еаэс):массовая доля воды % 0,5-1(0,5),;масс конц хлористых солей 100-900(100)мг/дм;масс доля мех прим 0,05%;давл насыщ паров 66,7кПа,500ммртст;масс доля орган хлоридов во фракции 10(6)ррм;масс доля сероводорода 20-100(20)ррм; масс доля метил этилмеркаптанов в сумме 40-100(40) ррм;плотность 830-895 при 20С,833,7-898,4 при 15; выход фракций 30-21(200С) 52-42(300С);массовая доля парафина 6%;масс доля серы 0,6-3,5%
-
Физико-химические свойства продукции скважин на месторождениях нефти Удмуртии. Требования к кондициям товарной нефти, утилизируемой сточной воде и нефтяному газу.
Физ хим св-ва эмульсий. Дисперсность - степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсной среде. мерой яв-ся удел пов-ть.=отн сумм пов-ти капелек к общ обьему. Устойчивость - способность в течении определенной времени не разделятся на нефть и воду.(умен d-увелD-увелS-увел K. Старение-формирование во времени адсорбционного слоя эмульгаторов на поверхности капель воды, увел толщины и прочности этого слоя. эмульсия становится более устойчивой. Вязкость динам мэ не=мн+мв. Плотность Элек св-ва(электропроводимость)
Дисперсность эмульсий – это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсной среде. Дисперсность является основной характеристикой эмульсий определяющей их свойства. Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях изменяются от 0,1 до 100 мкм (10-5 –10-2 см). Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капелек различного диаметра, – полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы различных размеров. Размер капель воды в эмульсии обычно обратно пропорционален количеству затраченной энергии, и чем больше этой энергии, тем меньше диаметр капель, следовательно, больше их суммарная удельная поверхность.
Вязкость эмульсии зависит от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества воды, содержащейся в нефти, степени дисперсности, присутствия механических примесей. Вязкость нефтяных эмульсий не обладает аддитивным свойством, т.е. вязкость эмульсии не равна сумме вязкости воды и нефти. С увеличением обводнённости до определённого значения вязкость эмульсии возрастает и достигает максимума при критической обводнённости, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении обводнённости вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение коэффициента обводнения называется точкой инверсии, при которой происходит обращение фаз, т.е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В. Значение точки инверсии для разных месторождений колеблется от 0,5 до 0,95 г. 37 38
Плотность эмульсии можно рассчитать, если известны плотность нефти и воды и их содержание в эмульсии, по следующей формуле: ρэ = ρн(1-W) + ρвW, (5.1) где ρн – плотность нефти, кг/м3; ρв – плотность воды, кг/м3; W – содержание воды в объёмных долях. Нефть и вода, взятые в чистом виде, хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется от 0,5 10-6 до 0,5 10-7 Ом м-1, пластовой воды – от 10-1 до 10 Ом м-1. Даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводность увеличивается в десятки раз. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды и степенью её дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей и кислот. В нефтяных эмульсиях, помещённых в электрическое поле, капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводности этих эмульсий. Это объясняется тем, что капельки чистой воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем капельки нефти. Свойства капелек воды располагаться в эмульсиях вдоль силовых линий электрического поля и послужило основной причиной использования этого метода для разрушения нефтяных эмульсий.
Температура эмульсии влияет на её вязкость. Чем меньше вязкость нефти, тем менее устойчива эмульсия. Это особенно заметно для парафинистых нефтей. С понижением температуры частицы парафина выделяются, легко адсорбируясь на поверхности водяных капель, стойкость эмульсии повышается. Этим объясняется резкое увеличение устойчивости эмульсии на многих нефтяных месторождениях зимой.
Устойчивость нефтяных эмульсий и их «старение», т.е. способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду является важным показателем для нефтяных эмульсий. На устойчивость нефтяных эмульсий влияют: дисперсность системы, физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхности раздела фаз адсорбционные защитные оболочки, наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического заряда, температура и время существования эмульсии. По дисперсности нефтяные эмульсии делятся на мелкодисперсные с размером капель воды от 0,2 до 20 мкм, среднедисперсные, содержащие капли размером от 20 до 50 мкм; грубодисперсные – с каплями воды размером от 50 до 100 мкм. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии. На устойчивость эмульсий значительное влияние оказывают стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами. Устойчивость зависит также от заряда на поверхности капель воды, образующего за счёт их движения двойной электрический слой, защищающий эти капли от слипания подобно адсорбционным оболочками. Капли, имеющие на своей поверхности одинаковые заряды, будут взаимно отталкиваться. Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия. Эмульсии способны "стареть", т.е. повышать свою устойчивость со временем. Процесс «старения» нефтяных эмульсий в начальный период происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению и поэтому обезвоживание и обессоливание нефтей необходимо проводить на промыслах.
Физико-химические свойства нефтей разрабатываемых месторождений Удмуртии изменяются в широком диапазоне и характеризуются следующими величинами: плотность в поверхностных условиях изменяется от 830 до 926 кг/м3; вязкость нефти в пластовых условиях от 1,8 до 339,5 мПа-с; содержат в своем составе серу в объеме от 0,8 до 3,6 %, асфальтены 0,5-7,4 %, парафины от 1,7 до 7,7 %. Газовый фактор нефтей изменяется от 3,3 до 32,5 м3/т. В попутном газе отдельных месторождений содержится гелий. В высоковязких нефтях ряда месторождений отмечается повышенное содержание пятиокиси ванадия, а также никель.
ТРЕБОВАНИЯ К УТИЛИЗИРУЕМОЙ СТОЧНОЙ ВОДЕ
Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обессоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85—88 %, на долю пресных — 10—12% и на долю ливневых — 2—3 %. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений — это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл обратного водоснабжения по схеме: нагнетательная скважина — пласт — добывающая скважина — система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки — система ППД.
Нефтепромысловые сточные воды представляют собой разбавленные дисперсные системы плотностью 1040—1180 кг/м3, дисперсионные среды которых — высокоминерализованные рассолы хлоркальциевого типа (хлорит натрия, хлорид кальция).
Сточные воды содержат растворенные газы: кислород, cepoводород, углекислый газ, которые интенсифицируют их коррозионную активность, что приводит к быстрому износу нефтепромыслового оборудования и трубопроводов и, следовательно, ко вторичному загрязнению сточных вод продуктами коррозии. В сточных водах содержится закисное железо — до 0,2 г/л, окисление которого приводит к образованию осадка и углекислого газа.
Нефтепромысловые сточные воды могут быть заражены сульфатвосстанавливающими бактериями,
поступающими с ливневыми водами, способствующими выпадению осадков карбоната кальция и сульфида железа. Наличие в сточной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов. Поэтому перед закачкой сточных вод в продуктивные или поглощающие пласты требуется их очистка.
К сточным водам, закачиваемым в продуктивные или поглощающие горизонты, предъявляются определенные требования к содержанию в них нефти и механических примесей. Степень очистки сточных вод от этих примесей должна быть такой, чтоб сохранялась устойчивая приемистость нагнетательных или поглощающих скважин.
Если помимо нефти и механических примесей в сточной воде присутствует сероводород, то перед закачкой необходимо его удалить или нейтрализовать, чтобы избежать сильной коррозии и предотвратить загрязнение сточной воды сульфидами железа — продуктом сероводородной коррозии оборудования и трубопроводов. Нормы качества сточной воды в продуктивные пласты приведены в таблице 1.
В связи с тем, что к сточным водам предъявляются определенные требования по их качеству, на нефтяных месторождениях строятся очистные сооружения по подготовке сточных вод. Так как основной объем сточных вод получается на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, то эти пункты обычно дополняются сооружениями по подготовке сточных вод.
Установки по очистке сточных вод подразделяются на открытые и закрытые. На некоторых установках по очистке сточных вод применяются комбинированные схемы очистки. Наиболее широко распространены на нефтяных месторождениях открытые схемы подготовки сточных вод. В открытых схемах сточные воды находятся в контакте с воздухом, в то время как в закрытых схемах процесс подготовки по всей технологической цепочке осуществляется без контакта сточной воды с кислородом воздуха, в результате чего в этих схемах отсутствуют условия для окисления закиси железа до окиси железа и выпадения ее в осадок.
В систему подготовки сточных вод открытым способом обычно входят следующие сооружения: песколовки, нефтеловушки, пруды-отстойники, камеры для приема воды, фильтры, емкости для приема очищенной воды, иловые площадки, насосное оборудование и реагентное хозяйство.
В последние годы все большее распространение находят закрытые схемы, как более экономичные. Очистка сточных вод в резервуарах с нефтяным слоем, напорные отстойники с гидрофобным фильтром, установки типа УОВ с применением коалесцирующих фильтров, ОГВ и другие.
Требования к нефтяному газу
В зависимости от условий применения попутного нефтяного газа предъявляются к нему соответствующие требования.При использовании газа в качестве горючего газа для получения тепла к нему предъявляются такие же требования, что и для природного, т.е по теплоте сгорания 9не менее 7600 ккал/м3), Массовой концентрации сероводорода (до 0,02 г/м3), массовой доле меркаптанов серы (до 0,036 г/м3), доли кислорода (не более 1 %), механических примесей (не более 0,001 г/м3).При сжигании на факелах (при содержании в газе более 60 % азота газ считается непромышленным) предъявляются требования по очистке от капельной нефти (не более 50 мг/м3).При рассеивании на свече должен отсутствовать сероводород и капельная нефть не выше, чем при сжигании на факеле.
-
Типы нефтяных эмульсий. Точка инверсии. Условия образований водонефтяных эмульсий при добыче нефти. Экстремальные вязкости эмульсий. Способы предупреждения разрушения эмульсий.
Эмульсия- дисперсная система, состоящая из 2-х взаимонерастворимых или малорастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой в виде капель. Жидкость которая находится в нефтяной эмульсии в диспергированном виде т.е виде капель наз-ся дисперсной фазой. Жидкость в объеме которой содержатся капельки другой жидкости наз-ся дисперсионной средой.
Нефтяные эмульсии:
1. Первый тип – прямые эмульсии, когда капли нефти (неполярная жидкость), являются дисперсной фазой и распределены в воде (полярная жидкость) – дисперсионной среде. Такие эмульсии называются «нефть в воде» и обозначаются Н/В.
2. Второй тип – обратные эмульсии, когда капельки воды (полярная жидкость) – дисперсная фаза – размещены в нефти (неполярная жидкость), являющейся дисперсионной средой. Такие эмульсии называются «вода в нефти» и обозначаются В/Н.
3. Множественная эмульсия – это такая система, когда в сравнительно крупных каплях воды могут находиться мелкие глобулы нефти, или в крупных каплях нефти находятся мелкие глобулы воды. Дисперсная фаза сама является эмульсией, и может быть как прямого, так и обратного типа. Такие эмульсии обычно имеют повышенное содержание механических примесей. Они образуются в процессе деэмульсации нефти и очистки сточных вод на границе раздела фаз нефть-вода и составляют основу так называемых ловушечных (или амбарных) нефтей, чрезвычайно плохо разрушаемых известными методами. Поэтому в настоящее время актуальна разработка эффективных методов разрушения множественных нефтяных эмульсий.
Главной характеристикой эмульсии яв-ся дисперсность – степень раздробленности дисп фазы в дисп среде. Мерой яв-ся удельная межфазная поверхность( отношение суммарной поверхности капелек к общему их объему). Важным показателем для неф эмульсий яв-ся их устойчивость т.е способность в течении опр времени не разделяться на нефть и воду. Связь устойчивости с дисперсностью d↓→D↑→S↑→Kt↑
С увеличением обводнённости до определённого значения вязкость эмульсии возрастает и достигает максимума при критической обводнённости, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении обводнённости вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение коэффициента обводнения называется точкой инверсии, при которой происходит обращение фаз, т.е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В. Значение точки инверсии для разных месторождений колеблется от 0,5 до 0,95 г. 37 38 Критическая концентрация воды Wкр называется точкой инверсии. В точке инверсии происходит обращение фаз и дисперсная фаза (вода) становится дисперсионной средой, а дисперсионная среда (нефть) – дисперсной фазой, т.е. эмульсия меняет свой тип с В/Н на тип Н/В.
Способы разрушения нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы:- гравитационное холодное разделение (отстаивание); фильтрация;разделение в поле центробежных сил (центрифугирование); электрическое воздействие; термическое воздействие;внутритрубная деэмульсация; воздействие магнитного поля.
1 ... 19 20 21 22 23 24 25 26 27
Гравитационное холодное разделение (отстаивание) осуществляется за счет гравитационного осаждения диспергированных капель воды и применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. На промыслах применяют отстойники разнообразных конструкций, периодического и непрерывного действия. В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, при заполнении которых сырой нефтью происходит осаждение воды в их нижнюю часть. В отстойниках непрерывного действия отделение воды происходит при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. В зависимости от конструкции и расположения распределительных устройств, движение жидкости в отстойниках осуществляется в некотором преобладающем направлении – горизонтально или вертикально.
Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются, материалы не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода – нет.
Разделение в поле центробежных сил (центрифугирование) производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. Эмульсия в ротор подается по полому валу. Под действием сил инерции эмульсия разделяется, так как капли воды и нефти имеют разные плотности.
Воздействие на эмульсии электрическим полем производится в электродегидраторах, снабженных электродами, к которым подводится высокое напряжение переменного тока промышленной частоты. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капли притягиваются, сливаются в более крупные и оседают на дно емкости.
Термическое воздействие на водонефтяные эмульсии заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают до температуры 45-80°С. При нагревании уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, что облегчает их слияние. Кроме того, уменьшается вязкость нефти и увеличивается разница плотностей воды и нефти
, что способствует более быстрому разделению эмульсии. Подогрев осуществляется в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах различных конструкций.
Внутритрубная деэмульсацияоснована на том, что в эмульсию добавляется химический реагент – деэмульгатор. Это позволяет разрушить эмульсию в трубопроводе, что снижает ее вязкость и уменьшает гидравлические потери. Чем сильнее разрушается эмульсия в трубопроводе, тем меньше ее вязкость и больше воды окажется в свободном или грубодисперсном состоянии, при котором она способна отделиться. Для каждого состава нефти подбирают наиболее эффективный деэмульгатор, предварительно оценив результаты отделения пластовой воды в лабораторных условиях.
-
Технологическое оборудование системы подготовки нефти до товарных качественных характеристик. Контроль качества товарной продукции в соответствии с требованиями ГОСТов.
Системы сбора и подготовки нефти и газа состоят из разветвленной сети трубопроводов, замерных установок, сепарационных пунктов, резервуарных парков, установок комплексной подготовки нефти, установок подготовки воды, насосных и компрессорных станций. Трубопроводы от скважин до замерных установок называют выкидными линиями. Иногда сбор безводной и обводненной нефти, легкой и тяжелой осуществляется по разным нефтесборным коллекторам, чтобы исключить их смешивание.
Выбор системы сбора определяется условиями добычи нефти и газа на данном месторождении – составом и физическими свойствами нефти, устьевыми давлениями и температурами, газовым фактором, сеткой расположения скважин, рельефом местности.
Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из следующих элементов, которые представлены на рисунке 13.1.
Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции (выкидные линии).
Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды (сборный коллектор).