- •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
6.3.5. Предотвращение отложений парафина с помощью магнитного поля
Одним из современных способов предотвращения появления АСПО является создание в объеме нефти большого числа центров кристаллизации под действием постоянного магнитного поля. Следствием этого является образование в объеме жидкости тонкодисперсной взвеси кристаллов парафинов, которая характеризуется сниженными темпами формирования отложений, и по мнению Тронова В.П., разд.6.3.2, вообще не принимает участия в формировании отложений.
Центрами кристаллизации парафинов могут служить примеси железа, которые содержатся в попутной воде и в нефти в концентрациях от 10 до 500 г/т. Эти примеси сформированы, в основном, ферромагнитными микрокристаллами окислов железа. Нефтеводогазовая смесь, поступающая в скважину, содержит в своем составе агрегаты природных ферромагнитных микрокристаллов железа (ФМЖ). При прохождении нефтегазоводяной смеси через область специально сформированного магнитного поля происходит разрушение агрегатов ФМЖ (в идеальном случае - на отдельные частицы). На частицах ФМЖ происходит отложение и рост кристаллов парафинов.
Скорость радиального перемещения включений из объема нефти в радиальном направлении пропорциональна их объему. Поэтому при увеличении числа центров кристаллизации, например, в n-раз, во столько же раз уменьшится средний размер кристаллов парафина и скорость их переноса к более холодной стенке трубопровода.
Вышеупомянутый способ борьбы с отложениями парафинов реализуется с помощью специальных устройств - магнитных активаторов и открывает новые возможности в борьбе с парафинизацией трубопроводов. Магнитные активаторы производства Сибирского химического комбината (г. Северск, Томская область) отличаются особо мощными постоянными магнитами на основе редкоземельных металлов (РЗМ) типа «неодим-железо-бор» или «самарий-кобальт». Удельная энергия постоянных магнитов на основе РЗМ достигает 35 – 50 кДж/м3, что в 8 - 11 раз превосходит показатели обычных магнитных материалов (ферриты, сплавы альнико).
М агнитный активатор трубопроводный (МАТ) состоит из двух основных частей – внешней трубы, имеющей фланцы для установки на трубопровод, и внутренней трубы, внутри которой находятся магниты, создающие в зазоре между трубами постоянное магнитное поле (рис.6.6).
Технические характеристики МАТ 114В: масса – 60 кг; проходное сечение – 5500 мм2; рабочее давление – 4,5 МПа; рабочая температура – не более 100оС.
Промышленные испытания МАТ показали уменьшение скорости парафиноотложения на внутренней стенке трубопроводов и отсутствие осложнений в добыче и подготовке нефти, обусловленных действием магнитной обработки пластовой воды, нефти и их смесей.
Схема установки магнитоактиватора на нефтесборном коллекторе показана на рис 6.7.
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
На некоторых месторождениях в процессе эксплуатации скважин наблюдается интенсивное отложение солей в рабочих органах ЭЦН и штанговых насосов, НКТ, выкидных линиях, сборных коллекторах. Отложения солей в основном наблюдаются в обводненных скважинах.
Отлагающиеся соли могут быть как водорастворимые (NaCl, CaCl2), так и водонерастворимые: CaCO3, MgCO3, CaSO4·2H2O (гипс), MgSO4, BaSO4, силикаты кальция и магния: CaSiO3, MgSiO3 и др.
Состав отложений: соли – 70-80%, нефтепродукты – 2-25%, окислы железа (продукты коррозии) - 0,5-5%, окись кремния – 1-5%.
Состав отложений на оборудовании тепловой подготовки нефти (%): карбонаты Ca, Mg, Mn – 78,28; CaSO4·2H2O – 6,65; SiO2 – 3; гидроксиды железа FeO(OH) или Fe2O3·nH2O – 2,50; сера и нефтяная органика – 8.
Выпадение любого вещества в осадок происходит в том случае, если его концентрация в растворе превышает равновесную для данных условий:
(6.19)
Т
Рис.6.8.
.Растворимость сульфата кальция в
дистиллированной воде при
разных температурах
возрастание фактической концентрации
снижение равновесной концентрации, .
П
Рис.6.9.
Влияние температуры на растворимость
СаСОз в
дистиллированной воде при
постоянном парциальном
давлении СО2
Основная причина образования и отложения солей – это нарушение термодинамического, в частности, карбонатного, сульфатного, равновесий, обусловленное снижением температуры и давления при подъеме и движении по трубам нефти и пластовой воды.
Известно, что в пластовых водах углекислый газ находится в свободной и связанной (растворенной) формах: недиссоциированные молекулы угольной кислоты H2CO3, бикарбонат – ионы HCO3- и карбонатные ионы CO32-.
(6.20)
Слабая углекислота ступенчато диссоциирует:
(6.21)
(6.22)
Из уравнений (6.20) и (6.21) следует, что степень диссоциации H2CO3 зависит от концентрации ионов водорода, т.е. от рН, поэтому в разных областях рН будут доминировать определенные ионы.
Установлено, что в кислых и слабокислых водах (рН = 1-3 и рН = 4-6), доминирует недиссоциированная кислота; в нейтральных и слабощелочных водах (рН = 6-8 и рН = 8-10) – ион HCO3-; в сильно щелочных водах (рН = 11-14) – ион CO32-.
В пластовых условиях при постоянных давлении и температуре в водных растворах углекислых соединений существует динамическое равновесие между различными формами углекислоты:
(6.23)
Как следует из уравнения (6.23), карбонатное равновесие определяется количеством свободного CO2.
При наличии в пластовых водах одновременно ионов Ca2+, Mg2+ и HCO3- образуются непрочные растворимые бикарбонаты кальция и магния:
(6.24)
равновесное содержание которых также поддерживается за счет свободного углекислого газа. В природных пресных водах бикарбонат кальция находится в динамическом равновесии с карбонатом кальция и диоксидом углерода:
(6.25)
На основе реакций (6.24) и (6.25) можно записать:
(6.26)
о
Рис.6.10.
Влияние парциального давления СО2
на растворимость СаСО3
в дистиллированной воде при 25° С.
При движении нефти, газа и пластовой воды по стволу скважины, выкидным линиям и сборным коллекторам, давление в них понижается и растворимость CO2 в воде уменьшается, в результате чего из нее выделяется диоксид углерода, при этом нарушается карбонатное равновесие (6.26). Для восстановления равновесия избыток бикарбонат – ионов HCO3- удаляется из системы путем превращения бикарбонатов кальция и магния в карбонаты (6.23), которые выпадают в осадок и отлагаются на стенках труб, снижая их пропускную способность.
Итак, причинами выпадения солей являются:
снижение давления;
повышение температуры, причем, снижение давления более интенсивно влияет на равновесие реакции (6.26), чем снижение температуры;
пересыщение раствора растворимой солью по причине изменения давления и температуры или смешения вод одного типа, но с разной концентрацией ионов; например, при закачке воды, содержащей бикарбонат кальция, в пласты с высокой температурой равновесие реакции (6.23) сдвигается вправо
(6.27)
и в результате реакции
(6.28)
малорастворимые соединения выпадают в осадок.
изменение химического состава воды при смешении вод различных типов:
. (6.29)
Образование нерастворимых соединений при смешении нагнетаемой и пластовой вод может являться одной из причин возрастания фильтрационного сопротивления при закачке воды в пласт. Воды, закачиваемые в нефтяные залежи, по солевому составу могут отличаться от пластовых вод этих залежей. При закачке воды, содержащей сульфат - ионы, в пласты, насыщенные хлоркальциевой водой, т.е. содержащей повышенное количество Ca2+, в порах пласта в результате смешения этих вод может образоваться сернокислый кальций, выпадающий в осадок в виде кристаллов гипса:
(6.30)
С
Рис.6.11.
Влияние давления на растворимость
сульфата кальция:
1
—
атмосферное
давление; 2 —
давление
140 кгс/см2
(6.31)
(6.32)
(6.33)
(6.34)
(6.35)