- •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
5.8. Структуры газожидкостного потока в горизонтальных и наклонных трубопроводах
Мы отмечали, что нефтесборный коллектор работает с неполным заполнением сечения трубы нефтью, т.к. при герметизированной однотрубной системе сбора по трубопроводу транспортируются не однофазные, а двухфазные (нефть + газ) или трехфазные (нефть + газ + вода) системы. В горизонтальных и наклонных трубопроводах газовая фаза стремится занять верхнюю часть сечения трубы.
Движение многофазных многокомпонентных систем в трубах по своей природе значительно сложнее, чем движение однофазных сред. Основная сложность заключается в том, что в газожидкостном потоке происходит относительное движение фаз, обусловленное различием их плотностей и вязкостей, поверхностным натяжением на границе фаз и наклоном трубопровода. Например, μН ≈ 2·10-3 Па·с, а μГ ≈ 1·10-5 Па·с; ρН ≈ 800 кг/м3, а ρГ ≈ 1,4 кг/м3, откуда следует, что в нисходящих трубопроводах скорость жидкости больше, чем скорость газа; а в восходящих – скорость газа выше, чем скорость жидкости.
Наличие в горизонтальном трубопроводе относительного движения фаз приводит к образованию многочисленных структурных форм двухфазного потока. Структурные формы зависят от скорости движения смеси, количественного соотношения фаз и их физических свойств и от параметров трубопровода: диаметра и угла наклона к горизонту (θ).
Рис.5.6. Структуры
газожидкостных потоков в горизонтальных
трубах
Структурная форма газожидкостного потока определяется двумя параметрами:
безразмерным критерием Фруда смеси Frсм,
расходным газосодержанием β.
где
Qi - объемные расходы жидкости и газа;
υсм - средняя скорость газожидкостной смеси;
d - диаметр трубопровода;
S - площадь сечения трубопровода.
Расходное газосодержание β это отношение объемного расхода газа к сумме объемных расходов газа и жидкости.
Средняя скорость смеси υсм и объемное расходное газосодержание β называются расходными параметрами.
Относительная скорость газовой фазы четко может охарактеризовать структуру потока, а структура потока оказывает влияние на потери давления в трубопроводе и на процессы коррозии. В одном и том же горизонтальном, а тем более в негоризонтальном «рельефном» трубопроводе, на различных его участках возможно существование различных структур потока.
В нисходящих слабонаклонных (θ до 11о) и горизонтальных трубопроводах может существовать все рассмотренные структуры потока: пузырьковая (1), расслоенная (2,3), пробковая (4,5) и кольцевая. В восходящих и вертикальных трубопроводах – только пузырьковая, пробковая и кольцевая. При движении газожидкостной смеси по вертикальным трубам газ будет либо равномерно распределяться в жидкости в виде мелких пузырьков, либо двигаться в виде отдельных газовых скоплений в центре трубы, подобно поршню. При увеличении количества газа он может занять все центральное сечение трубы и двигаться в виде сплошного газового «стержня» внутри жидкостного кольца.
Для пленочно-диспергированной структуры течения характерно высокое газосодержание (β = 0,9÷0,99) и незначительная доля расхода жидкости (QЖ = 0,1÷0,01).
Пленочно-диспергированная структура потока на нефтяных месторождениях встречаются крайне редко (газопроводы + выпавший конденсат), в то же время во всех газопроводах месторождений природного газа потоки, как правило, имеют эту структуру.
Для нефтегазовых систем основной структурной формой потока является волновая и пробковая.
Истинное газосодержание определяется как отношение мгновенной площади потока, занятого газовой фазой, к полной площади поперечного сечения потока:
Из-за относительного движения фаз, истинное газосодержание не равно расходному, φ ≠ β.
φ - учитывает относительное движение фаз, зависит от физических свойств газа и жидкости, поверхностного натяжения, диаметра и наклона трубопровода и других факторов.
В реальных условиях для горизонтальных трубопроводов обычно φ < β (т.е. ).
Анализ закономерностей образования структур потока позволяет сделать вывод о том, что можно не только предсказать существование той или иной структуры потока в действующем трубопроводе, но и управлять этим процессом, т.е. формировать необходимую структуру, например, изменяя диаметр трубопровода, угол его наклона и т.д. При этом в случае эмульсионной структуры потока, когда относительная скорость фаз близка к нулю и пузырьки газа длительное время контактируют с окружающей жидкостью, составы фаз будут ближе к равновесным. При раздельной структуре потока, составы газа и жидкости будут существенно отличаться от равновесных, соответствующих давлению и температуре в трубопроводе.