Файл: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки.docx

Оборудование резервуаров вертикальных стальных

Нормальная эксплуатация резервуаров обеспечивается специальной арматурой и гарнитурой, смонтированной на них. Наземные стальные резервуары должны иметь: - оборудование, обеспечивающее их надежную работу и снижение потерь нефтепродуктов (дыхательная арматура, приемно-раздаточные патрубки с хлопушками, средства защиты от коррозии); - оборудование для обслуживания и ремонта (люки-лазы, люки замерные, люки световые, лестницы); - противопожарное оборудование (огневые предохранители, средства пожаротушения и охлаждения); - приборы контроля и сигнализации.

1. Верхний световой люк- предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъёма крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса.

2. Вентиляционный патрубокустанавливают в верхней точке резервуара. Поперечное сечение патрубка затянуто медной сеткой, чтобы предупредить попадание искр внутри резервуара.

3. Механический дыхательный клапан- устанавливают на крыше у замерной площадки, для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуаре и для предотвращения испарения. Работает при повышенном давлении в резервуаре или вакууме выше расчётного.

4. Огневой предохранитель- препятствует проникновению внутрь резервуара огня и искр, через дыхательные клапаны, устанавливают под дыхательным клапаном. Принцип действия основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстие малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода.

5. Замерный люк- нужен для замера уровня нефти и отборе пробы из резервуара.

6. Прибор для замера уровня. В настоящее время резервуары оснащены дистанционным уровнемером - УДУ-5 - различных модификаций Н, А, Е, Д и сниженным пробоотборником ПСР. ПСР состоит из верхнего люка, пробоотборной колонны и панели управления отбором и сливом пробы.

7. Нижний люк-лаз- находится в первом поясе резервуара на высоте 700 мм, предназначен для доступа внутрь резервуара рабочих, производящих ремонт и зачистку на дне грязи. Также используется для вентиляции резервуаров при производстве огневых работ, поэтому расположен диаметрально противоположно световому люку.

8. Сифонный кран- предназначен для спуска из резервуара подтоварной воды, представляющий собой трубу пропущенную через сальник внутрь резервуара.

---

9. Хлопушка- предотвращает утечку нефтепродуктов из резервуара в случае повреждения приёмо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск, позволяющий выравнивать давление до и после хлопушки.

10. Грузовой патрубок, через который подсоединяются приёмо-раздаточные трубы.

11. Перепускное устройство.

12. Подъёмник хлопушки- после выравнивания давления с помощью штурвала и троса открывает хлопушку.

13. Крайнее положение приёмо-раздаточных патрубков по отношению

к оси лестницы.

Использование понтонов и плавающих крыш резервуаров в качестве плавающих подмостей имеет большое преимущество, так как сокращается время для выполнения работ, повышается качество окраски и исключается необходимость монтажа специальных подмостей. Повышенная влажность из-за наличия воды в резервуаре несколько понижает взрывооласность газов. В настоящее время понтонами как средствами сокращения технологических потерь нефти от испарения оснащены только товарные резервуары, так как в сырьевых резервуарах, предназначенных для накопления, отстоя и хранения нефти, вследствие высокого давления насыщенных паров, как правило, более 66 7 кПа ( 500 мм рт. ст.) при температуре нефти в резервуаре, использование понтонов и плавающих крыш запрещено из-за возможности их разрушения и потоплени

Корпус резервуаров с плавающей крышей представляет собой обычную цилиндрическую оболочку, рассчитанную на гидростатическое давление столба нефтепродукта (см. расчет цилиндрических вертикальных «атмосферных» резервуаров). В настоящее время существуют плавающие крыши двух типов: 1) двойная понтонная крыша, состоящая из ряда герметических отсеков,обеспечивающих непотопляемость при нарушении герметичности понтона. Верхний настил крыши понижается к центру для отвода воды, а нижний, наоборот, повышается к центру для сбора паров; 2) одинарная крыша с центральным диском из стальных листов, по периферии которого располагается кольцевой понтон, разделенный радиальными переборками на герметические отсеки, препятствующие потоплению крыши при течи. Благодаря малому весу и простоте конструкции крыши второго типа получили наиболее распространение.

11. 
    Классификация промысловых трубопроводов. Основные формулы для гидравлического расчета трубопроводов, транспортирующих однофазную жидкость.
    

---

   Трубопроводы, применяемые на нефтяных месторождениях, подразделяются на   виды:

1.     По назначению – нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, водопроводы. В нефтепроводах и нефтегазопроводах наряду с нефтью или нефтью и газом может двигаться и пластовая вода.

2.     По функции – выкидные линии и коллекторы. Выкидные линии – трубопроводы от устья скважин до групповых замерных установок. Коллекторы -  трубопроводы, собирающие продукцию скважин от групповых установок к сборным пунктам.

3.     По величине рабочего давления – низкого давления (до 1.6 МПа), среднего давления (от 1.6 до 2.5 МПа) и высокого давления (выше 2.5 МПа). Трубопроводы среднего и  высокого давления напорные. Трубопроводы низкого давления могут быть напорными и самотечными. Если в самотечных трубопроводах движение жидкости происходит при полном заполнении её объема трубы, то движение напорно-самотечное, если же заполнение неполное, то движение свободно-самотечное.

4.     По гидравлической схеме работы -  простые и сложные. Простые – трубопроводы, имеющие неизменные диаметр и массовый расход транспортируемой среды по всей дине. Сложные – трубопроводы, имеющие  различные ответвления или изменяющийся по длине диаметр. Сложные трубопроводы можно разбить на участки, каждый из которых является простым трубопроводом.

5.     По способам прокладки – подземные, наземные, подводные и подвесные.

Насос: Динамич: лопастной(центробеж,диагонал,осевой)и трения (вихревой,шнековый,струйный, эрлифт) :Объемный: возв-пост(поршневой,плунжер,диафрагмен),Роторный вращ( винтовой, шестеренный,шиберный,шланговый)

Типы насосных станций: ДНС-прим если пласт энергии недост для тран нефтег смеси до упсв. Состоит:узел сепарации(НГС)буферныеемкости(РГС)блок насосов внеш откачки жид-ти.Осн процессы:сепарация,тран-ка,учет нефти и газа. Принцип: нефть от АГЗУ поступает в сепараторы 1 ступениНГС. В сепараторах за счет снижения давления скваж-ной продукции ниже давления насыщения происходит выделение растворенного газа. Пройдя процесс сепарации под дейст давл нефть поступает в буф емкость в которых давление сниж-ся до атм.Затем нефть из БЕ подается на прием насосов внеш откачки и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давл поступает в промыс газосборный коллектор.

---

БНКС(блочная кустовая насосная станция)пред для закачки воды из повер,подз источ или промыс очищенных сточных вод в нагн СКВ для ППД в разраб прод гориз нефт мест. КНС кустовая насосная станция- предназначена для контроля и управления процессом закачки воды в продуктивный пласт с целью поддержания необходимого пластового давления и обеспечения оперативного персонала оперативной и достоверной информацией, а также учета расхода воды и электроэнергии. Насосная станция внутренней перекачки и насосная внешней перекачки нефти. Первая насосная станция задействована в технологическом процессе подготовки нефти, перекачивает нефте-водяную смесь через блоки нагрева, теплообменники, отстойники, концевые сепараторы до технологических и товарных резервуаров.
12. Автоматические устройства по замеру продукции скважин. Принцип работы расходомера, влагомера.

Дисциплина 8 Осложненные условия разработки и эксплуатации нефтяных месторождений

1. 
   Характеристики и классификация эмульсий. Причины образования и свойства водонефтяных эмульсий. Негативное влияние высоковязких эмульсий на процессы добычи, транспорта и подготовки нефти.
   

В результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии. Под эмульсией понимают такую смесь двух взаимно не растворимых (или очень мало растворимых) жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Диспергированную жидкость называют внутренней, или дисперсной фазой, а жидкость, в которой она находится, — дисперсионной, или внешней средой. Нефтяные эмульсии бывают двух типов: вода в нефти (В/Н) и нефть в воде (Н/В). Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче нефти, являются эмульсиями типа вода в нефти (В/Н). Содержание пластовой воды в таких эмульсиях колеблется в широких пределах: от десятых долей процента до 90% и более. Эмульсии типа нефть в воде (В/Н) (впластовой воде диспергированы капельки нефти), встречающиеся в нефтепромысловой практике значительно реже, обычно содержат менее 1% нефти (в среднем 1000мг/л). Для образования эмульсии недостаточно только перемешивания двух несмешивающихся жидкостей. Если взять чистую воду и чистую нефть, то сколько бы мы их ни перемешивали, эмульсия не образуется. Чтобы она образовалась, необходимо наличие в нефти особых веществ — природных эмульгаторов. Такие природные эмульгаторы в том или ином количестве всегда содержатся в пластовой нефти. К нам относятся асфальтены, смолы, нефтерастворимые органические кислоты и другие мельчайшие механические примеси, как ил и глина. В процессе перемешивания нефти с пластовой водой и образования мелких капелек воды частицы эмульгирующего вещества на поверхности этих капелек (или, как обычно принято говорить, на поверхности раздела фаз) образуют пленку (оболочку), препятствующую слиянию капелек.На рис.1 схематически изображена такая пленка на поверхности глобулы воды. С явлением образования пленки на поверхности глобулы воды связывают процесс «старения» эмульсии. Под процессом старения понимают упрочнение пленки эмульгатора с течением времени. Процесс старения эмульсии может протекать быстро или медленно от нескольких часов до 3-4 дней. Обычно первоначально этот процесс идет очень интенсивно, но по мере насыщения поверхностного слоя глобул эмульгаторами замедляется или даже прекращается. По истечении определенного времени пленки вокруг глобул воды становятся очень прочными и трудно поддаются разрушению. В зависимости от размера капелек воды и степени старения нефтяные эмульсии разделяются на три вида:- легкорасслаивающиеся;- средней стойкости;- стойкие.

---

Основными характеристиками нефтяных эмульсий являются: агрегативная устойчивость, вязкость, размер эмульгированных глобул водной фазы.

Устойчивость эмульсий – это способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на две несмешивающиеся фазы.

Вязкость эмульсий зависит от содержания воды и наибольшая вязкость эмульсий для сырой нефти любых сортов приблизительно равна вязкости сырой нефти, умноженной на коэффициент 1,3; 1,8; 2,7; 4,1 для эмульсий, содержащих соответственно 10, 20, 30, 40% воды.

С повышением температуры вязкость нефти уменьшается, что способствует снижению стойкости эмульсии. С понижением температуры из нефти выделяются кристаллики растворенного в ней парафина, который накапливается на оболочке глобулы и увеличивает ее прочность. Поэтому эмульсии нефти, содержащей парафин, в зимних условиях имеют большую устойчивость. Интенсивность перемешивания нефти с водой при добыче также влияет на стойкость эмульсии. При глубинно-насосной эксплуатации скважин эмульгирование нефти происходит в узлах клапана, в паре плунжер — цилиндр и в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании погружных электроцентробежных насосов перемешивание продукции скважины происходит в рабочих колесах насоса, а также при турбулентном движении смеси в подъемных трубах. Стойкость эмульсии при добыче нефти глубинными штанговыми насосами значительно ниже, чем при эксплуатации погружными электроцентробежными насосами, но она может повышаться в обоих случаях при малом к. п. д. оборудования.

2. 
   Методы предотвращения и борьбы с образованием эмульсий. Механизм действия деэмульгаторов. Зависимость вязкости от содержания воды.
   

Для предотвращения эмульгирования нефти необходимо в какой-то степени устранить или, по крайней мере, ослабить влияние перечисленных условий, при которых происходит образование нефтяных эмульсий в процессе добычи. Главные из них:1) совместное поступление нефти и воды из скважины;2) интенсивное перемешивание, приводящее к диспергированию одной жидкости в другой;3) присутствие в нефти природных эмульгаторов.

Разрушение нефтяных эмульсий происходит при:- гравитационном холодном разделении (отстаивание);-фильтрации;-разделении в поле центробежных сил (центрифугирование);-электрическом воздействии;- термическом воздействии;-воздействии магнитного поля; -в процессе перекачивания (внутритрубная деэмульсация).

---