- •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
4.3. Предварительный сброс пластовой воды
Для уменьшения коррозии трубопроводов и повышения производительности установок подготовки нефти применяется предварительный сброс пластовой воды. Согласно РД применение предварительного сброса воды целесообразно при обводненности продукции более 30%.
В зависимости от места осуществления предварительного сброса воды в технологической цепи сбора и подготовки нефти можно выделить:
Путевой сброс;
Централизованный сброс: на ДНС и непосредственно перед установками подготовки нефти.
Путевой сброс воды из продукции скважин может осуществляться по отдельным коллекторам, вблизи наиболее обводненных кустов скважин, на пониженных участках трассы, где скапливается свободная вода, вблизи существующих кустовых насосных станций системы ППД.
Основным требованием к технологии путевого сброса воды является его осуществление без применения сложного технологического оборудования, требующего присутствия обслуживающего персонала, и при естественной температуре продукции скважин. При необходимости для разрушения эмульсии продукция может обрабатываться реагентом-деэмульгатором. Степень предварительного обезвоживания нефти при путевом сбросе должна соответствовать агрегативной устойчивости эмульсии (на входе в установку), чтобы при дальнейшем транспорте не происходило выделение свободной воды из эмульсии или оно было минимальным.
При сбросе воды в любом случае должна имееться возможность ее утилизации.
Если сброс воды на ДНС осуществляется под избыточным давлением, то обеспечивается транспорт газонасыщенной нефти до узлов подготовки и второй ступени сепарации.
Разрушение эмульсий
Разрушение эмульсии, т.е. оседание капель воды или всплытие капель нефти в среде воды, описывается законом Стокса:
Wr = d2 *(Ч-СР) * g / 18 СР.
где Wr – скорость оседания шарообразной частицы.
Известно:
=4/3*d(Ч-СР)g/(W2Ч*СР),
где - коэффициент гидравлического сопротивления среды.
Проведем преобразование:
d(Ч-СР)g /СР = * 3/4 * W2Ч (4.37)
Для того, чтобы получить обобщенное уравнение для определения скорости осаждения W0, перемножим левую и правую части уравнения (4.37) на d2/2. Получим:
d3 * (Ч-СР) * g /(2) = *3/4*W20 * d 2/ 2 = Re2 (4.38)
или
Ar = *3/4 * Re2 (4.39)
где Ar – критерий Архимеда.
Ar = d 3 * * (Ч-) g /2 (4.40)
Подставив в уравнение (4.39) значение , можно найти W0 для всех режимов движения частицы: ламинарный, переходный, турбулентный.
Область ламинарного режима осаждения частицы характеризуется значениями параметра Рейнольдса: 10-4 Re 2.
Коэффициент гидравлического сопротивления среды движению капли при этом режиме равен:
о = 24 / Re (4.41)
С учетом уравнения (4.39):
Re = Ar / 18 (4.42)
Граничные значения критерия Ar для ламинарного режима осаждения капель:
18*10-6 Ar 36 (4.43)
В области переходного режима осаждения:
2 Re 500 о=18.5 / Re0.6 – по формуле Аллена, отсюда Re = Ar0.714 / 6.545
36 Ar 83.3*103 (4.44)
Т.к. критерий Re:
Re = W0 * d * СР / СР, (4.45)
то при известном диаметре частицы и Re, скорость осаждения частицы:
Wо = Re * СР / (d * СР) (4.46)
Таким образом, в области ламинарного режима скорость осаждения частицы равна:
Wо = Ar * / (18d * СР) , (4.47)
в области переходного режима осаждения:
Wо = Ar0.714 * / (6.545 * d * СР) (4.48)
Таким образом, чтобы рассчитать скорость свободного оседания капель при известном диаметре капель: 1) рассчитываем критерий Архимеда; 2) вычисляем скорость свободного оседания капель по (4.47) или (4.48), в зависимости от режима.
Однако, исследованиями было установлено, что при содержании дисперсной фазы более 5% об. необходимо учитывать стесненность осаждения (всплытия) капель:
Wоg = Wо * (1-)n, (4.49)
где Wоg – скорость стесненного осаждения частицы;
- объемная доля дисперсной фазы в системе, т.е., например, обводненность эмульсии;
Wо – скорость свободного осаждения частицы;
n – в первом приближении может быть принят равным + 4.7.
Тогда в области ламинарного режима осаждения, относительную скорость оседания капель воды в нефти в зависимости от ее обводненности можно определить:
Wоg / Wо = (1-В)4.7, (4.50)
где В – обводненность нефти (% объемн.).