- •1. Задачи нефтепромыслового хозяйства.
- •2. Исходные данные для составления проекта обустройства нефт. Месторождения.
- •3. Основные требования предъявляемые при проектировании системы отбора нефти.
- •4. Система сбора Вараняна-Визирова.
- •5. Грозненская система сбора.
- •6. Система сбора Гипровостокнефть.
- •7. Однотрубная герметизированная система сбора.
- •8. Технологические методы сбора нефти с морских месторождений.
- •9. Учёт продукции скважин.
- •10. Определение содержания воды, солей и механических примесей.
- •11. Учёт товарной нефти. Отбор проб.
- •12. Компоненты нефти. Их физические свойства.
- •13. Кажущаяся относительная молекулярная масса промыслового газа.
- •14. Газовый фактор. Сепарация газа.
- •15. Назначение, конструкция и классификация сепараторов.
- •16. Уравнение сепарации по газу.
- •17. Пропускная способность сепараторов по жидкости.
- •19. Пропускная способность сепаратора по газу.
- •20. Расчёт сепараторов на прочность.
- •21. Внутрипромысловые трубопроводы. Классификация.
- •22. Сортамент труб.
- •23 Гидравлические расчёты потерь давления в трубопроводах.
- •24 Гидравлический уклон
- •25. Гидравлический расчет газопроводов.
- •26. Расчет трубопроводов на прочность.
- •27 Определение радиусов упорного изгиба трубопроводов
- •28. Реологические свойства нефти.
- •29. Физическая сущность явлений, происходящих при движении газожидкостных смесей в трубах.
- •30. Образование углеводородных, водных и гидратных пробок в газопроводах. Методы борьбы с ними.
- •31. Нефтяные эмульсии. Их классификация.
- •32. Роль естественных эмульгаторов и пав в образовании нефтяных эмульсий.
- •33. Способы разрушения нефтяных эмульсий.
- •34. Предварительная подготовка нефти.
- •35 Оборудование для обезвоживания и обессоливания и отделение газа от механических примесей из нефти.
- •36 Отстойники горячей воды
- •37. Электродегидраторы.
- •38. Очистка нефти от пластовой воды. Способы.
- •39. Требования, предъявляемые к пластовым водам.
- •40. Оборудование для очистки сточных вод.
- •41. Гидроциклоны для очистки сточных вод.
- •42. Водозаборы.
- •43. Водоочистные станции.
- •44. Осветители, фильтры.
- •45 Очистка нефтепроводов
- •46. Коррозия трубопроводов
- •47 Катодная, протекторная защита.
- •48 Установка подготовки сточной воды
- •49. Установка комплексной подготовки нефти.
- •50. Установка групповая замерная типа «Спутник»
- •51. Фильтрационные установки для очистки сточных вод
- •52. Кнс
- •53. Агзу - автоматизированные групповые замерные установки.
- •54. Нефтяные резервуары
12. Компоненты нефти. Их физические свойства.
В химическом отношении нефть – это сложная смесь углеводородов и углеродистых соединений. Она состоит из углерода (84..87%), водорода (12..14%), кислорода, азота и серы.
Основная часть нефти – углеводороды (метановые, нафтеновые и ароматические). Метановые углеводороду также называют предельными. Нафтеновые также называют непредельными. Ароматические углеводороды наиболее бедны водородом и имеют кольцевую структуру молекулы и являются наиболее неустойчивыми в химическом отношении.
Асфальтено-смолистая часть нефти – это тёмно окрашенное вещество, частично растворимое в бензине.
Порфирины – это азотистые соединения, которые образовались из хлорофилла растений и гемоглобина животных.
Сера содержится в нефти либо в свободном состоянии, либо в виде соединений.
Зольная часть – это остаток получающийся при сжигании нефти. Её составляют соединения железа, ванадия, никеля, натрия и др. веществ.
В практике чаще всего пользуются понятием относительная плотность нефти – это отношение массы нефти к массе воды того же объёма. Плотность нефти зависит от температуры.
Вязкость – свойство жидкости оказывать при движении сопротивление передвижению её частиц относительно друг друга. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Вязкость также зависит от температуры.
Способность газа растворяться в нефти характеризуется величиной коэффициента растворимости. При снижении пластового давления до определённой величины из нефти начинает выделяться растворённый газ. Давление при котором начинают выделяться первые пузырьки газа называется давлением насыщения.
Для определения изменения объёма дегазированной нефти по сравнению с пластовой введено понятие объёмный коэффициент нефти. Он определяется как отношение объема пластовой нефти к объёму этой нефти после дегазации. Изменяется в пределах от 1,08 до 1,5 и даже до 2,5.
Кроме объёмного коэффициента пластовой нефти введено понятие усадка нефти. Величина усадки показывает на сколько (в процентах) уменьшается объём пластовой нефти после извлечения её на поверхность и полной дегазации.
13. Кажущаяся относительная молекулярная масса промыслового газа.
Относительная молекулярная масса – произведение относительных атомных масс, составляющих молекулу вещества на количество атомов данного вида молекул. Количество газа в кг, численно равное относительной молекулярной массе называют киломолем. Для нефтепромыслового газа массу 1-го киломоля объемом 22,41мпри нормальных условиях принято называть кажущейся относительной молекулярной массой. Между кажущейся относительной молекулярной массой и его плотностью существует такая связь:
=М/22,41=М/V; =М/22,41=М/V;
М- кажущаяся относительная молекулярная масса промыслового газа; - плотность при 0С и при 20С. Составы нефти и нефтепромысловых газов в лабораторных условиях выражают в массовых и объемных долях, а также в мольных долях в %. Для газа объемный состав является и мольным, т.е. одинаковым в % отношении, а для нефти они будут различны. Обычно принято составы нефтяного газа выражать в массовых и мольных долях, поэтому объем 1 кг моля любого газа при нормальных условиях практически равен 22,41 и при стандартных условиях равен 24,05. Пересчет массового состава нефтепромыслового газа определяется по формуле:
m=n*M; гдеm-масса газа;n- число молей; М- кажущаяся молекулярная масса.,/(%): где-массаi-го компонента.