- •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
6.5.2. Условия образования газовых гидратов
Основные факторы, определяющие условия образования и стабильного существования газогидратов:
наличие газов и их состав;
фазовое состояние и состав воды;
температура;
давление.
Наличие воды в жидкой фазе возможно, если газ насыщен водяными парами, то есть относительная влажность = 1.
Температура, при которой в газовой смеси может происходить образование капель воды, называется точкой росы.
Если по условиям транспорта температура газа не снижается ниже точки росы, то в таком газопроводе не выпадает капельная влага и, следовательно, нет условий образования гидратов;
Если температура газа ниже точки росы, то будет происходить конденсация воды, и возможно образование гидратов.
Т
Рис.6.16.
Условия образования гидратов для газов
различной относительной плотности.
Каждая кривая – геометрическое место точек росы в зависимости от содержания в газе воды при постоянном давлении. В зоне выше кривой свободная вода имеется, ниже – отсутствует.
Давление, при котором образуются гидраты, будет зависеть от состава газа. Равновесные условия начала образования гидратов для газов разной относительной плотности ориентировочно и быстро можно определить из диаграммы (рис.6.16).
Каждая кривая на графике представляет собой геометрическое место точек начала образования гидратов в зависимости от давления и температуры газа данной относительной плотности. С уменьшением температуры ниже равновесной при P = const или с увеличением давления выше равновесного при T = const количество компонентов газа в газовой фазе гидрата повышается, т.е. в зоне выше каждой кривой гидраты образуются, ниже кривой – отсутствуют.
Из графика следует:
возможность образования гидратов увеличивается с повышением давления и понижением температуры газа.
чем тяжелее газ, тем меньше давление и выше температура, при которых образуются гидраты.
6.5.3. Определение места образования гидратов
Для выявления условий и зоны возможного образования гидратов в конкретном газопроводе необходимо сделать следующее.
1. Построить кривую изменения давления по длине газопровода, пользуясь формулой:
(6.37)
где Рх — давление в любой точке газопровода; Р1 — начальное давление; Р2 — конечное давление; Х — расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; L — длина газопровода.
2. Построить кривую изменения температуры газа по длине газопровода. Изменение температуры газа в начальной части газопровода, до выравнивания ее с температурой грунта, можно установить по фактическим замерам или по формуле В. Г. Шухова. На всем остальном протяжении газопровода температуру газа в нем условно можно приравнять к температуре грунта или воздуха (при надземной прокладке газопровода).
3. В увязке с изменением давления в газопроводе построить кривую изменения точек росы газа по длине газопровода, пользуясь кривыми, приведенными на рис. 6.15, и известным содержанием влаги в газе.
4. С учетом изменения давления в газопроводе и известного состава газа построить кривую изменения температуры начала образования гидратов по длине газопровода, пользуясь графиками, показанными на рис. 6.16.
П
Рис.6.17. Изменение
условий образования гидратов в
газопроводе.
На участке ОА капельная влага в газопроводе отсутствует, так как температура точки росы газа ниже его температуры. На участке АБ имеется свободная вода, но температура газа выше температуры начала образования гидратов. Следовательно, на участке ОБ гидраты не образуются. На участке БВ имеется вода в жидкой фазе и температура газа ниже температуры начала образования гидратов, поэтому данный участок — зона возможного образования гидратов. От точки В до конца газопровода температура точки росы газа ниже его фактической температуры, поэтому здесь вода из жидкой фазы вновь переходит в паровую, и условия для образования гидратов отсутствуют.