- •Л.В.Шишмина сбор и подготовка продукции нефтяных скважин
- •IV курс
- •Содержание
- •Введение
- •Водонефтяные эмульсии. Образование. Устойчивость. Физико-химические свойства. Методы разрушения
- •1.1. Причины образования водонефтяных эмульсий
- •Поверхностное натяжение
- •Типы эмульсий
- •1.2. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
- •Факторы, влияющие на устойчивость эмульсий
- •Старение эмульсий
- •1.3. Методы разрушения нефтяных эмульсий
- •Химические методы
- •Деэмульгирование под действием электрического поля
- •Факторы, влияющие на отстой в электрическом поле
- •Электродегидратор
- •Механические методы
- •Отстаивание
- •Центрифугирование
- •Фильтрация
- •2 Сбор и внутрипромысловый транспорт скважинной продукции
- •2.1. Системы сбора и транспорта нефти и газа
- •Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к комплексному сборному пункту (ксп).
- •2.2. Системы сбора продукции скважин в западной сибири
- •2.3. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды
- •2.4 Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды
- •3. Установки для измерения продукции скважин
- •4. Предварительное разделение продукции скважин
- •4.1. Сепарация нефти от газа
- •Назначение, классификация и конструкции сепараторов
- •Принципиальное устройство сепараторов
- •Расчет гравитационного сепаратора на пропускную способность по газу и жидкости Расчет количества газа, выделившегося по ступеням сепарации
- •Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу
- •Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкости
- •Расчет горизонтального сепаратора по газу
- •Эффективность процесса сепарации нефти от газа
- •Оптимальное давление и число ступеней сепарации нефти
- •4.2. Расчеты фазовых равновесий нефти и газа
- •4.3. Предварительный сброс пластовой воды
- •Разрушение эмульсий
- •Аппараты для предварительного сброса воды
- •5 Технологические расчеты промысловых трубопроводов
- •5.1. Классификации трубопроводов
- •Основные принципы проектирования трубопроводов
- •5.2 Гидравлический расчет простых напорных трубопроводов
- •Определение потерь напора на трение
- •Из (5.11) следует, что
- •Если учесть, что
- •Определение потерь напора на местные сопротивления
- •5.3. Графоаналитический способ решения задач
- •5.4 Гидравлические расчеты сложных трубопроводов
- •Гидравлический расчет трубопровода I категории
- •Гидравлический расчет трубопровода II категории
- •Гидравлический расчет трубопровода III категории
- •5.5. Увеличение пропускной способности трубопровода
- •5.6 Расчет оптимального диаметра трубопровода
- •5.7. Расчет трубопроводов при неизотермическом движении однофазной жидкости
- •5.8. Структуры газожидкостного потока в горизонтальных и наклонных трубопроводах
- •5.9. Газопроводы для сбора нефтяного газа
- •5.10 Расчет простого газопровода
- •Гидравлический расчет
- •Изменение температуры газа по длине газопровода
- •Изменение давления по длине газопровода
- •5.11 Расчет сложного газопровода
- •6 Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов
- •6.1. Внутренняя коррозия трубопроводов
- •6.1.1. Теоретические основы электрохимической коррозии металлов
- •Факторы коррозионного разрушения трубопроводов
- •1. Температура и рН воды
- •Минерализация воды
- •6.1.2 Способы защиты трубопроводов от внутренней коррозии
- •Механические способы защиты
- •Технологическая защита трубопроводов
- •Химическая защита трубопроводов
- •6.1.3. Особенности внутренней коррозии трубопроводов в условиях западной сибири
- •6.2. Защита трубопроводов от внешней коррозии
- •6.3. Причины и механизм образования парафиновых отложений в трубопроводах
- •6.3.1. Состав парафиновых отложений
- •6.3.2. Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений
- •Также имеет значение:
- •6.3.3. Температурный режим трубопроводов системы промыслового сбора нефти
- •6.3.4. Химические методы борьбы с отложениями парафина
- •6.3.5. Предотвращение отложений парафина с помощью магнитного поля
- •6 Рис.6.7. Схема установки магнитоактиватора на трубопроводе 1-магнитоактиватор; 2,3-задвижки; 4-устройство с образцами-свидетелями; 5-трубопровод .4. Осложнения за счет выпадения солей
- •Методы борьбы с отложениями солей
- •6.5. Образование жидкостных и гидратных пробок в газопроводах
- •6.5.1. Газовые гидраты: структура, состав, свойства
- •Элементарные ячейки гидрата: а — структуры I, б — структуры II
- •6.5.2. Условия образования газовых гидратов
- •6.5.3. Определение места образования гидратов
- •6.5.4. Предупреждение образования и ликвидация гидратов
- •7. Подготовка нефти на промыслах
- •7.1. Технологические схемы процессов обезвоживания и обессоливания нефти
- •7.2. Технологические схемы стабилизации нефти
- •7.3. Оборудование установок стабилизации нефти
- •8. Подготовка воды для системы поддержания пластового давления.
- •8.1. Требования к воде, закачиваемой в пласт
- •8.2. Технологические схемы установок по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов
- •Техническая характеристика коалесцирующего фильтра-отстойника типа фж-2973
- •9. Процессы подготовки нефтяного газа. Технологические схемы
- •9.1 Способы осушки нефтяного газа
- •9.2. Отбензинивание нефтяного газа
- •Выделение из нефтяного газа пропан-бутанов на абсорбционных установках
- •Компрессионный способ извлечения жидких углеводородов из нефтяного газа
- •9.3. Осушка газа жидкими сорбентами
- •9.4. Очистка газа от сероводорода и углекислоты Аминовая очистка газа
- •Очистка гидроокисью железа
- •9.5 Типовые схемы установок подготовки нефтяных газов
- •Список использованной литературы
Оптимальное давление и число ступеней сепарации нефти
Количество и качество нефти и газа как товарных продуктов в значительной мере зависят от условий сепарации: величины давления и числа ступеней сепарации.
При сепарации газа от нефти на нефтяных месторождениях и газа от конденсата на газоконденсатных месторождениях возникает вопрос: что выгоднее для получения жидких углеводородов и нефти – многоступенчатая (5-7 ступеней) или трехступенчатая сепарация?
Например, при многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (3,93-7,86 МПа) на устьях скважин, в результате незначительного понижения давления на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале газов, обладающим высоким давлением насыщенных паров азота, метана, этана, частично С3), а в нефти остаются углеводороды, обладающие меньшим давлением насыщенных паров: бутаны и более тяжелые.
Если при том же высоком начальном устьевом давлении применить трех- или двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводородов: С3-С5.
Следовательно, при многоступенчатой сепарации выход товарной нефти увеличится на 1,5-3,0% масс. за счет сохранения в нефти углеводородов С3-С5. При этом она становится менее плотной и вязкой.
Таким образом, по выходу нефти многоступенчатая (5-7 ступеней) сепарация более эффективна, чем одно-, двухступенчатая. Однако, если многоступенчатая сепарация будет применяться в негерметичных системах сбора и транспорта, легкие углеводороды, оставленные в нефти, будут постепенно испаряться из нее, и эффект сепарации будет сведен к нулю.
Так как углеводороды С4 и частично С3 остаются в нефти, то уменьшается количество газа, отделяемого от нефти.
С точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия ГПЗ целесообразно во всех случаях применять трехступенчатую сепарацию. Выделившийся на первой ступени сепарации газ под собственным давлением направляется на местные нужды в котельные, для отопления жилых и производственных зданий и т.п. Газ же, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, будет жирным, поэтому он вначале направляется на компрессорную станцию, а после сжатия в компрессорах – на ГФУ или ГПЗ для отделения пропан-бутановой фракции.
Сказанное выше относится и к газоконденсатным месторождениям.
Тот факт, что при проведении сепарации в оптимальных условиях нефти может быть получено на 3-5% больше, не всегда учитывается на промыслах.
Выбор оптимальных условий сепарации определяется целью процесса:
максимальный выход нефти из смеси или
максимальное содержание пропан-бутановых (С3-С4) фракций в газе сепарации.
В первом случае газ используется как топливо. Во втором – газ идет на переработку и ее эффективность в значительной мере зависит от наличия пропан-бутановых компонентов в товарном газе промысла. Потери в выходе товарной нефти в данном случае окупаются утилизацией пропан-бутановых фракций.
В наших условиях целевым продуктом является нефть. Поэтому остановимся на вопросе определения оптимальных условий сепарации нефтегазовой смеси для первого случая.
Рассмотрим аналитический способ определения оптимальных давлений и числа ступеней сепарации нефти. Этот способ основан на решении уравнений фазового равновесия.
1. Учитывая мольный состав пластовой нефти и газа, а также количество свободного газа, поступающего вместе с пластовой нефтью из скважины, определяется молекулярный состав смеси, который является исходным для дальнейших расчетов.
2. Давление для первой ступени сепарации следует выбирать исходя из молекулярного состава исходной смеси, вне зависимости от давления на устье скважины.
Любая нефть, имеющая давление насыщения выше 60 кГ/см2 (6 МПа), при сепарации выделяет газ, плотность которого уменьшается по мере падения давления сепарации до границы раздела действия законов обратного и прямого испарения.
Д
Рис.4.4.
Выбор оптимального давления I
ступени
сепарации
В области прямого испарения по мере снижения давления плотность газа растет.
3. По результатам последовательного расчета составов газа и нефти при разных давлениях сепарации определяется плотность газа и строится график зависимости плотности газа от давления сепарации (рис. 4.4).
Кривая на графике имеет четко выраженный минимум при некотором давлении. При этом давлении газ имеет минимальную плотность, следовательно, максимальное количество головных (легких) фракций остается в нефти.
Это давление и принимается за оптимальное для I ступени сепарации.
Оптимальное давление для второй ступени выбирается по максимальному значению суммарного газового фактора и максимальному увеличению выхода нефти.
Количество нефти, недополученное за счет проведения сепарации не при оптимальных условиях, следует считать скрытыми потерями. Они могут быть больше потерь, вызываемых негерметичностью систем сбора. Основные усилия на промыслах направлены на борьбу с последними, видимыми потерями.
Таким образом, выбор оптимальных условий сепарации, как и создание герметичных систем сбора, является эффективным средством увеличения добычи нефти.