2.1.4 Методы борьбы с эмульсией при эксплуатации скважин штанговыми насосами

Существуют следующие способы разрушения нефтяных эмульсий:

–отстаивание;

–фильтрация;

–центрифугирование;

–термическое воздействие;

–электрическое воздействие;

–внутритрубная деэмульсация;

–воздействие магнитного поля.

Отстаивание применяют при высокой обводненности нефти и осуществляют путем гравитационного осаждения диспергированных капель воды. На промыслах применяют отстойники периодического и непрерывного действия разнообразных конструкций*. В качестве отстойников периодического действия обычно используют 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 преобладающем направлении v горизонтально или вертикально.

Фильтрацию применяют для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода - нет.

Целью использования центрифуги является повышение эффективности разделения на фазы водонефтяной эмульсии, сокращение количества аппаратов, используемых в схемах промысловой подготовки нефти и газа, т.е. снижение металлоемкости добывающей нефтяной промышленности, удаление вместе с водой присутствующих в ней механических примесей, т.е. повышение эксплуатационной надежности промысловых трубопроводов.

Термическое воздействие на водонефтяные эмульсии заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают до температуры 45-80 ⁰С. При нагревании уменьшается прочность слоев эмульгатора на поверхности капель, что облегчает их слияние. Кроме того, уменьшается вязкость нефти и увеличивается разница плотностей воды и нефти, что способствует быстрому разделению эмульсии. Подогрев осуществляют в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах.

Воздействие на эмульсии электрическим полем производят 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.

---

Внутритрубную деэмульсацию проводят посредством добавления в эмульсию химического реагента-деэмульгатора. Это позволяет разрушать эмульсию в трубопроводе, что снижает ее вязкость и уменьшает гидравлические потери.

Ультразвуковое и магнитное поле воздействуют на поверхностно активные вещества, составляющие бронирующие оболочки глобул воды. Зарядовые ПАВ ориентируются в постоянном магнитном поле согласно силе Лоренца, а парамагнитные частицы – согласно силам обменного взаимодействия. В результате оболочка глобул деформируется, «раскачивается» и разрывается, освобождая капельки воды, которые коагулируют и осаждаются.
2.2 Расчеты технологических процессов
2.2.1 Расчет глубины погружения насоса под динамический уровень
Исходные данные:

D=32 мм- диаметр плунжера насоса;

d=14 мм- диаметр отверстия в седле всасывающего клапана;

S=1,5 м- длина хода сальникового штока;

n=8- число качаний в минуту;

ν=1,05·10^-5- кинематическая вязкость нефти;

P_y=30 кПа- упругость паров откачиваемой нефти;

ρ=850 кг/м³- плотность нефти.
Минимальное погружение насоса под динамический уровень:

[7,стр.100] (1)

где F – площадь сечения плунжера, м²;

f₀ – площадь сечения отверстия в седле всасывающего клапана, м²;

μ – коэффициент расхода, характеризующий пропускную способность клапана и являющийся функцией числа Рейнольдса;

Значение μ находят по графику [7,стр.100] (рис.1)


График для определения коэффициента расхода для различных клапанов штанговых насосов. [7,стр100]

Клапан: 1 - завода им. Дзержинского; 2 – нормального исполнения; 3 – закрытого типа
Число Рейнольдса:

[7,стр.100] (2)


где υ– максимальная скорость жидкости в седле клапана, м/с:

---

=
По кривой μ=f(Rе), (рис.VI.4), для одинарных клапанов нормального исполнения открытого типа находим μ=0,2

По формуле (VI.7)определяем минимальное погружение насоса под динамический уровень.

[7,стр.100](3)

h_{н min} м.

Таким образом, при погружении насоса более чем на 3,41 м будет обеспечено условие, необходимое для поступления жидкости в цилиндр насоса.
2.2.2 Расчет и подбор колонны насосных штанг.
Исходные данные:

D=32 мм- диаметр плунжера насоса;

L=500 м- глубина;

ρ=850 кг/м³- плотность нефти;

ρ_ш=7850 кг/м³- плотность материала штанг;

S=1,5 м- длина хода сальникового штока;

n=8- число качаний в минуту.
А.С. Вирновский, пользуюсь зависимостью И.А. Одинга, предложил на основе элементарной теории расчетное уравнение для определения приведенных напряжений в любом сечении колонны насосных штанг:

ϭ_пр = [7,стр.122](4)

где ϭ_max – максимальное напряжение в опасном сечении колонны, которое равно ϭ_ср + ϭ_а. Здесь ϭ_ср – среднее напряжение цикла, действующее на верхнее сечении колонны штанг, определяемое по формуле:

ϭ_ср=Lg . [7,стр.122](5)

Приняв предварительно диаметр штанг d = 16 мм, получим по формуле (VI.32);

Ϭ_ср = 500 42,63 Па;
Ϭ_а = Lg(575 ; [7,стр.122](6)

Ϭ_а=500 (575 =16,13 Па,

где l_c = 1.05 – средний кинетический коэффициент станка-качалки; ω = πn/30 = =3,14·12/30 = 1,255 – угловая скорость кривошипа.

---

Следовательно,

По формуле [7,стр.122] (7);

Ϭ_max = 42,63+16,13 = 58,76·10⁶ Па.

Проверим напряжение в точке подвески штанг, для чего определим максимальную нагрузку на штанги, польюсь статическим методом по формуле (VI.22);

P_max = P_ж + Р_ш (b +

Pmax=67,9 =43,02 Н,

где b – коэффициент, учитывающий потерю веса штанг в жидкости; F_пл = 67,9 см² – площадь сечения плунжера диаметр 32 мм; q_ш = 3,14 кг – масса 1 м штанг диаметром 19 мм с муфтами.

Максимальное напряжение в точке подвески штанг;

ϭ΄_max = P_max/f_ш = 43,02 = 113 Па,

где f_ш = 3,8·10^-4 м² – площадь сечение штанг.

Подберем сталь для штанг, исходя из установленных норм допускаемых приведенных напряжений ϭ_пр.

В данном случае по приведенному напряжению подходят нормализованные никельмолибденовые (НМ) штанги с d_ш = 19 мм. Они же удовлетворяют требованию о максимальной допустимом напряжении (130 МПа) В небольших количествах выпускаются штанги с допускаемыми напряжениями (150 МПа). Следовательно, эти соответствуют условиям работы.
2.2.3 Расчет технологической эффективности.

Таблица 6 – Исходные данные;

Скважина	до			после			прирост
	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут	Обвод.	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут	Обвод.	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут
1	0,49	8	94,5	0,81	11,1	94	0,33	3,1
2	1,49	7,2	82,3	2,1	8,43	73,1	0,57	1,24
ИТОГО среднее значение	0,99	7,6	88,4	1,45	9,71	83,5	0,44	2,17

---

Произведем расчет технологической эффективности по двум скважинам по нефти.

Производим расчет объем добычи при базовом дебите нефти

????нб=????н0∙Т∙????,т [5, стр.4](8)

где ????н0 –дебит скважины до ГТМ,т

Т- период между обработками, сут (принимаем 188 сут)

η- коэффициент эксплуатации скважин (принимаем 0,78)

1. 
   ????н1 –дебит скважины после ГТМ, т.
   

????_нб1 = 0,49·188·0,78 = 71,8 т
????_нб2 = 1,49·188·0,78 = 218,4 т

2. 
   Производим расчет планируемой добычи нефти.
   

????_нф = ????_нб + [5, стр.4](9)
Q_нф1 = 71,8 + = 82,8т
Q_нф1 = Q_нф1 = 218,4 + = 252,1 т


3. Расчет дополнительной добычи по скважинам.

∆????= ????_нФ − ????_нб, т [5, стр.4](10)
∆????_н1 = 82,8 – 71,8 = 11 т
∆????_н2 = 252,1 – 218,4 = 33,7 т
4. Дополнительная добыча по двум скважинам.

∆????_общ = ∆????1 + ∆????2 + ∆????3, т [5, стр.4](11)

∆????_общ = 11 + 33,7 = 44,7 т
5.Произведем расчет технологической эффективности по двум скважинам по жидкости.

????_жб = ????_ж0 ∙ Т ∙ ????,т [5, стр.4](12)
????_жб1 = 8 ∙ 188 ∙ 0,73 = 1093 т
????_жб2 = 7,2 ∙ 188 ∙ 0,73 = 988 т
6.Производим расчет планируемой добычи жидкости

????_жф = Q_жб + [5, стр.4](13)
Q_жф = 1093 +

Q_жф = 988 +
7.Расчет дополнительной жидкости по скважинам.

∆???? = ????_жф − ????_жб, т [5, стр.4](14)
∆????_ж1 = 1274,1 – 1093 = 181,1 т
∆????_ж2 = 1151 – 988 = 163 т
8.Расчет дополнительной жидкости по трем скважинам.

∆????_общ = ∆????₁ + ∆????₂, т [5, стр.4](15)
∆????_общ = 181,1 + 163 = 344,1 т
По результатам расчета получили дополнительную добычу нефти по трем скважинам равную 44,7 т и по жидкости 344,1 т
2.3 Промышленная и экологическая безопасность при эксплуатации скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами.
Промышленная.

Основные положения техники безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками - ограждение движу­щихся частей станка-качалки и правильное выполнение требований при ремонте. С внедрением однотрубной системы сбора и транспор­та продукции нефтяных скважин серьезные требования предъявля­ются к оборудованию устья скважины. При сравнительно высоких устьевых давлениях (2,0 МПа и выше) оборудование должно иметь достаточный запас прочности. Необходимо эксплуатировать только стандартное оборудование устья скважин, опробованное и принятое к серийному производству, в частности, устьевые сальники с самоус­танавливающейся головкой типа СУ С1-73-25, рассчитанные на ра­бочее давление 2,5 МПа, и СУС2-73-40 - на давление 4,0 МПа.

---

Смотрите также файлы

• Цель Привлечь детей к здоровому образу жизни через спортивное развлечение. Задачи Оздоровительные.docx

• Задачами данной работы являются Изучение конструкции, назначения и принципа работы насадочной колонны.docx

• 1 Кпір рылысыны тарихы 4 2 Кпір классификациялары 6.docx

• Искусство натюрморта.docx

• Курсовой проект по дисциплине Устройство и эксплуатация железнодорожного подвижного состава.docx