Характеристика продукции скважин - Характеристика технологических процессов систем сбора и подготовки продукции скважин
Лекция 3 Сбор и подготовка скважинной продукции
Тема: Технико-эксплуатационная характеристика скважины Карповского месторождения
2.2.3.Характеристика показателей способов эксплуатации скважин.
Характеристика систем сбора продукции нефтегазодобывающих скважин на промыслах
Какие виды скважин существуют?
Реферат: Сбор и внутрипромысловый транспорт скважинной продукции
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны. С развитием нефтедобывающей отрасли промышленности шло непрерывное совершенствование систем сбора продукции нефтегазодобывающих скважин на промыслах. Возникло и внедрилось в производство множество систем сбора, таких как: Все они в различных интерпретациях сообразны с условиями нефтепромыслов, работали и во многих местах продолжают работать. В условиях нефтепромыслов Татарстана системы сбора и подготовки продукции скважин нашли свою специфическую форму развития во многом благодаря блестящим работам профессора В. Тронова и его учеников в виде совмещённых технологических схем. Обладая достоинством всех известных способов подготовки нефти, последняя отличается от каждого из них в отдельности и вместе взятых рядом особенностей, которые в конечном итоге и обеспечили ей неоспоримые преимущества:. К первой группе технологически совместимых по времени и режиму процессов при движении эмульсии по трубопроводам промысловых систем сбора и другим коммуникациям относятся:. Вторая группа технологически совместимых операций связана с разгазированием нефти в аппаратах ступеней сепарации и их коммуникациях при перекачке газа:. Третья группа технологически совместимых процессов связана с операциями нагрева и транспортирования эмульсии по коммуникациям объектов подготовки нефти:. Четвёртая группа процессов позволяет совмещать операции по получению сточных вод требуемого качества с деэмульсацией нефти и предусматривает:. В пятую группу входят процессы по улучшению качества нефти за счёт гидродинамических факторов и эффектов последствия ПАВ, возникающих при перекачке нефти, подвергавшейся деэмульсации, в интервалах установка - товарный парк, промысловый товарный парк - головные сооружения, головные сооружения - нефтеперерабатывающий завод:. Совмещение этих процессов позволяет улучшать качество нефти - в ряде случаев достигать глубокого обессоливания. Шестая группа технологически совмещённых процессов связана с осуществлением товарно-транспортных операций, включающих заполнение и опорожнение резервуаров различного назначения:. В наиболее общем виде варианты совмещённых технологических схем сбора и подготовки нефти представлены на рис. О совмещаемых операциях в различных интервалах технологической схемы сбора, транспорта, сепарации газа, подготовки нефти и воды можно судить по данным на рис. Интервал скважины - УПС. Осуществление массообменных процессов, коалесценция глобул пластовой воды, расслоение продукции скважин, сброс выделившейся воды, коалесценция пузырьков попутного газа. При этом используется оборудование Принципиальные схемы совмещённой технологии сброса, сепарации, обезвоживания нефти и очистки пластовых вод. А также 6 - сепаратор - газоочиститель; 7, 11 - каплеобразователи; 8 - узел газосбора; 9 - трёхфазный сепаратор; 10 - нагреватель; 12 - отстойник; 13 - концевая ступень сепарации; 14 - узел измерения объёма продукции; 15 - отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром; 16 - ёмкость; 17, 20 - насосы; 18 - очищенная вода; 19 - обезвоженная нефть; 21 - сброс воды; 22 - на УЛФ. Принципиальные совмещённые технологические схемы обессоливания нефти в интервалах. I - без использования воды и реагента; II, III - подачей пресной воды или реагента; IV - с использованием воды и реагента. Совмещённая схема сбора, сепарации газа, подготовки нефти и очистки сточных вод в интервале скважина НПЗ. I - группа скважин; II - спутники и промысловые системы сбора; III - центральный сборный пункт; IV - обессоливающий блок; V - промысловый товарный парк; VI - товарный парк головных сооружений; VII - нефтеперерабатывающий завод. Интервал скважины - центральный сборный пункт, узлы I - III. При осуществлении упомянутых выше технологических операций в технологический цикл, включаются следующие оборудования и объекты: При этом в отдельных видах оборудования совмещаются следующие технологические операции. На блоке 2 с помощью блочного дозатора 3 совмещается ввод химических реагентов или веществ, имеющих необходимый комплекс свойств, включая деэмульгирующую способность, а также способность предотвращать отложения парафина и коррозию оборудования например, сепароль 25 с ингибитором 3. На блоке 3, 4 транспортирование продукции скважин по системам сбора совмещается с глубоким разрушением эмульсии, снижением вязкости системы, предотвращением парафинизации промысловых трубопроводов за счёт воздействия химических реагентов на стенки труб и кристаллы парафина, защитой трубопроводов от коррозии. На блоке 5 совмещаются операции по отбору попутного газа I ступени сепарации, отделению воды от нефти, очистке сточных вод в подводящем сырьевом трубопроводе и в жидкостном фильтре сепаратора. На блоке 8 совмещаются операции по отбору газа II ступени горячей сепарации с глубоким обезвоживанием нефти в жидкостном гидрофильном фильтре с использованием эффектов вспенивания. На блоке 9 совмещаются операции по откачке горячего газа II ступени с отбором и возвратом в нефть тяжёлых углеводородов. На блоке 23 совмещаются операции по тонкой очистке сточных вод от нефтепродуктов с помощью гидрофобного фильтра или аппарата АОСВ-2 с отделением механических примесей до кондиций, обеспечивающих закачку сточных вод в систему ППД без дополнительной очистки. При включении в технологическую схему оборудования 34 - 37 обессоливающей ступени IV в интервале скважина - центральный сборный пункт успешно решается и проблема обессоливания нефти. Эту же задачу а также задачу глубокого обезвоживания и опреснения нефти можно решить и при совмещении процессов заполнения резервуаров промыслового товарного парка с операциями по сбросу отделившейся от нефти в трубопроводах пластовой воды при её транспортировании в товарный парк, минуя узел IV. В этом случае для обессоливания нефти подача пресной воды а при необходимости - реагента - деэмульгатора осуществляется с помощью оборудования 11, Интервал скважины - центральный сборный пункт промысловый товарный парк - головные сооружения, узлы I - III, V, VI. В этом интервале при максимально возможном совмещении операций и рациональном использовании промыслового оборудования возможно решение следующих задач в области подготовки нефти: Процесс глубокого обезвоживания нефти в этом интервале совмещается с операцией по прокачке нефти по межпромысловому трубопроводу и товарно-транспортными операциями в резервуарах головных сооружений. При введении в поток нефти пресной воды 12 и реагента с ингибитором коррозии 11 на головных участках трубопровода 16 при соответствующих температурных условиях решается проблема опреснения нефти либо её обессоливания до экспортных кондиций. В этом случае совмещаются, транспортирование водонефтяной смеси с процессами активного вымывания солей из нефти и операции по заполнению нефтью резервуаров головных сооружений со сбросом дренажной воды. Улучшение качества нефти достигается также и применением методов компаундирования. Интервал скважины - центральный сборный пункт - головные сооружения - завод. Использование магистральных трубопроводов в технологических целях позволяет: Для решения этих задач в магистральный трубопровод на головных его участках в узел IV вводится ингибитор коррозии и деэмульгатор, гидрофилизующий внутреннюю поверхность трубопровода. Транспортирование обезвоженной нефти совмещается с операциями по многократному разрушению бронирующих оболочек на каплях оставшейся в нефти пластовой воды как в магистральных насосах 21, так и пристенных зонах трубопроводов, а также гидрофилизацией их стенок. Это обеспечивает снижение вязкости эмульсии, предотвращение отложений парафина и возможность глубокого обессоливания нефти на НПЗ без изменения режима работы заводских ЭЛОУ. В отдельных случаях на конечных перекачивающих станциях возможна дозировка в трубопровод необходимого количества пресной промывочной воды, что позволяет получить обессоленную нефть при её прохождении транзитом через резервуары товарных парков ТСБ и обеспечивает условия для переработки нефти на заводах, не имеющих ЭЛОУ или при её остановке. Сбор нефти на месторождениях нередко осложняется отложениями парафина на стеках труб и их коррозией для сернистых нефтей. Эффективное решение проблемы борьбы с этими процессами в большом числе случаев достигается за счёт использования гидродинамических эффектов, возникающих при транспорте по трубопроводам эмульсий, обработанных специальными деэмульгаторами, которые содержат ингибирующие компоненты и гидрофобизируют стенки трубопроводов. К числу таких реагентов относится, в частности, сепароль и ингибитором III и ряд других продуктов. При гидрофилизации труб на их поверхности возникает тонкая плёнка воды, и в связи с этим обеспечиваются благоприятные условия для разрушения бронирующих оболочек на каплях воды при их контакте с водной плёнкой. Это же приводит к нивелированию микронеровностей металла и обеспечивает низкий уровень адгезии промыслового парафина к ней. Поэтому трубопроводы могут работать в режиме самоочищения аналогично режиму работы трубопроводов с защитными покрытиями с соблюдением следующей последовательности процессов: С увеличением степени гидрофильности стенок сопротивляемость их запарафиниванию I, при всех прочих равных условиях возрастает по закону цепной функции:. Ингибитор коррозии, вводимый в нефть в составе реагента - деэмульгатора, автоматически нейтрализует агрессивное воздействие пластовых вод на стенки промыслового оборудования на всём пути движения продукции скважин, вплоть до закачки воды в продуктивные пласты или поглощающие горизонты. Все эти процессы органически совместимы, так как для своего эффективного осуществления требуют движения потока в чётко выраженном турбулентном режиме и протекают практически во всём диапазоне температур, складывающихся на практике, как в присутствии газовой фазы, так и без неё. Таким образом, одной технологической операцией - введением в промысловые системы сбора реагента - деэмульгатора с ингибитором коррозии - решается проблема деэмульсации нефти, депарафинизации оборудования и защиты его от коррозии. При этом упомянутые процессы оказываются совмещёнными во времени и осуществляются на всём пути движения нефти практически без вмешательства обслуживающего персонала. Совмещение процессов деэмульсации нефти с предотвращением парафинизации подземного и наземного оборудования с помощью реагентов - деэмульгаторов широко распространено на промыслах объединения Татнефть и в других районах страны. При подаче ПАВ на забой скважин полностью очищаются от парафина рабочие органы центробежных насосов, насосно-компрессорные трубы, фонтанная арматура и выкидные линии. Наиболее экономичное и удобное транспортирование нефти и нефтепродуктов на любые расстояния по трубопроводам обусловило их широкое применение в нефтяной и газовой промышленности страны. Однако целесообразно использовать трубопроводы не только в транспортных, но и в технологических целях одновременно для решения такой важнейшей задачи, как глубокое обезвоживание нефти на промыслах и обессоливание на нефтеперерабатывающих заводах. Трубопровод исключительно важен как активное технологическое звено в цепи процессов подготовки нефти в интервале промысел - НПЗ. Обезвоженная и обессоленная на термохимических установках нефть транспортным управлениям на промысловых или собственных товарных парках. После этого она транспортируется на головные сооружения и затем по магистральным нефтепроводам направляется на нефтеперерабатывающие заводы. Среднее время пребывания нефти в технологическом цикле при подготовке на установке 2 - 4 часа. А время движения её от скважины до НПЗ в различных районах исчисляется от одних до десятков суток. При таком громадном запасе времени, совершенно не используемом в технологических целях, на промыслах зачастую вынуждены добиваться получения качественной обезвоженной и обессоленной нефти исключительно за счёт ужесточения технологических режимов. Это приводит к большим затратам на подготовку нефти. Полезное использование времени движением нефти от скважины до НПЗ позволяет резко сократить эти затраты, то есть решить такую проблему, которая считалась неразрешимой без строительства дорогостоящих установок на промыслах или НПЗ. Целесообразность совмещения процессов транспортирования эмульсии по трубопроводам с её деэмульсацией связана с разработкой и проверкой в широких промышленных масштабах новых, отличающихся от сложившихся ранее представлений об оптимальных условиях разрушения водонефтяных эмульсий. Исследования, выполненные в ТатНИИ Тронов В. Обезвоживание нефти на месторождениях в настоящее время в зависимости от ряда факторов осуществляется:. Обезвоживание нефти в оборудовании промысловой системы сбора осуществляется в тех случаях, когда в связи с особенностями применяемой системы сбора и транспортирования нефть неизбежно попадает в резервуары сбор продукции скважин, замер, учёт, ожидание откачки и т. Строительство стационарной установки для обезвоживания нефти между промысловой системой сбора и товарным парком в таких случаях нецелесообразно и служит примером излишних затрат государственных средств. Разрушение эмульсии с достаточной степенью эффективности достигается в промысловых системах сбора табл. Сброс воды при этом осуществляется в процессе заполнения резервуаров или в ожидании откачки. Кратковременное смешение с реагентом, нагрев и последующий отстой нагретой эмульсии термохимический метод. Если обрабатывается эмульсия повышенной стойкости, а также в зимний период применяют путевой подогрев рис. Схема обезвоживания нефти, показанная на рис. Деэмульгатор вводится на приём насосов дожимных насосных станций. Поступление сырья, сброс выделившейся воды и отбор обезвоженной нефти проводятся непрерывно. По схеме на рис. На промыслах продолжают эксплуатировать большое число обезвоживающих установок, представляющих собой автономные объекты и имеющих в своём составе резервуарные парки. Установлено, что содержание балласта в обезвоженной нефти на этих же объектах без их расширения, повышения температуры нагрева, расхода деэмульгатора, а также без снижения производительности может быть снижено в 10 раз. Для этого установки переводят на режим работы в блоке с промысловой системой сбора и товарным парком. Кроме того, применяются встроенные секционные каплеобразователи. В наиболее общем виде такая схема представлена на рис. Применяя отдельные элементы этой схемы или весь комплекс, можно получить глубоко обезвоженную нефть при низких эксплуатационных затратах. Один из вариантов принципиальной схемы обезвоживания, не предусматривающий никаких операций с нефтью в промысловых резервуарах, представлен на рис. В этих случаях при использовании гидродинамических средств интенсификации коалесценции капель и расслоения потока производительность отстойной аппаратуры может приниматься не менее 3 млн. Нагревательная печь и отстойник встраиваются в технологическую схему сбора и транспортирования нефти, а установка подготовки нефти как самостоятельный объект исключается, что позволяет сэкономить средства. Под обессоливанием понимают комплекс технологических мероприятий с применением пресной промывочной воды, направленных на снижение содержания хлористых солей в нефти перед её переработкой до экономически приемлемого минимума. Необходимость обессоливания связана с тем, что извлекаемая вместе с нефтью из недр пластовая вода, обычно присутствующая в ней в виде эмульсии, представляет собой раствор смеси хлоридов натрия, магния и кальция и других элементов различной концентрации, вредно влияющих на последующие процессы переработки нефти. Наряду с хлоридами в пластовой воде различных месторождений содержатся в значительных количествах сульфаты и карбонаты. Оптимальная глубина обессоливания определяется уровнем затрат на эти процессы, их эффективностью, состоянием технических средств и другими факторами. В процессе обессоливания из нефти удаляют не только соли и воду, но и механические примеси, окись железа, сульфид железа и значительное количество соединений мышьяка, отравляющих платиновые катализаторы при риформинге, металлоорганические соединения ванадия и других металлов, снижающих качество нефтепродуктов. Повышенное содержание балласта в перерабатываемой нефти в значительной мере осложняет эксплуатацию оборудования. При значительном содержании солей снижается производительность заводских установок, уменьшается продолжительность межремонтных пробегов, возрастает время простоев, усиливается коррозия дорогостоящего оборудования, увеличиваются затраты труда на ремонт и чистку аппаратов. Осложнения на заводах при значительном содержании солей и воды в нефти возникают уже с момента её поступления в резервуары товарно-сырьевых баз. При хранении нефти на дне резервуаров накапливаются осадки, уменьшающие их полезную ёмкость и ухудшающие режим работы установок при переключении резервуаров из-за резкого увеличения в этот момент содержания солей и воды в поступающей на установки нефти. Эти недостатки при хорошо налаженной дренажной системе могут быть устранены. Значительные осложнения возникают из-за кристаллизации солей на поверхности заводской аппаратуры, в первую очередь теплообменников, в связи, с чем уменьшается температура нагрева нефти на входе в колонну и снижается её производительность. Кроме того, соли катализируют образование кокса, что в свою очередь ухудшает теплопередачу, вызывает местные перегревы и усиливает коррозию аппаратуры, приводит к прогоранию труб. Косвенным результатом этих явлений является уменьшение производства конечных продуктов. При повышенном содержании солей в нефти ухудшается качество остаточных продуктов переработки: Присутствие солей в газотурбинном топливе приводит к ускоренному разрушению лопаток турбин. Из нефти с высоким содержанием солей невозможно получить кокс высокой степени чистоты. При высоких температурах в присутствии воды происходит интенсивный гидролиз хлоридов с образованием хлористого водорода и соляной кислоты, что интенсифицирует коррозионные процессы. Хлористый водород легче всего образуется из хлористого магния, затем кальция и, наконец, натрия. С уменьшением содержания хлоридов в нефти количество образующегося хлористого водорода уменьшается, но полнота разложения хлоридов с образованием хлористого водорода увеличивается. Зависимость степени превращения и абсолютного количества образовавшейся соляной кислоты от содержания солей в нефти представлена на рис. Скорость гидролиза и его глубина с повышением температуры увеличиваются. При контакте сернистых соединений меркаптаны, сероводород с соляной кислотой протекают окислительно-восстановительные реакции - взаимодействие соляной кислоты с железом с образованием хлорида железа, который в свою очередь реагирует с сероводородом. При этом получается сульфид железа, что обусловливает появление дополнительного количества соляной кислоты. Особенно подвержены коррозии под действием соляной кислоты узлы и аппаратура, в которых присутствуют вода или водяные пары: Количество хлоридов, переходящих в HCl и количество образующейся соляной кислоты при переработке нефти, содержащей хлористые соли. Значительные осложнения могут вызвать повышенное содержание в нефтях сульфатов и карбонатов. При обессоливании нефти основные показатели работы НПЗ улучшаются. Так как необходимость в обессоливании нефти вызвана потребностями нефтепереработки и связана с необходимостью защиты от коррозии именно заводского оборудования, а также диктуется рядом технологических условий и повышенными требованиями к качеству нефтепродуктов, в мировой практике нефти НПЗ всегда рассматривается как единственный промышленный объект, на котором процесс технологически необходим. Исключение составляют случаи, когда обессоливание нефти достигается автоматически на месторождениях в процессе глубокого обезвоживания без применения пресной промывочной воды. Однако, это оказывается возможно лишь при низкой минерализации пластовых вод. При более высокой концентрации солей в пластовой воде требуется применение дополнительных ступеней обработки, увеличение температуры нагрева, организация подачи пресной воды строительство водоводов , последующей её очистки и утилизации строительство очистных сооружений. Более квалифицированное обслуживание и другие мероприятия, связанные с дополнительными капиталовложениями и повышением эксплуатационных расходов, значительно превышающих затраты на транспортирование небольшого количества балласта до НПЗ и обессоливание нефти в заводских условиях. Поэтому технология обессоливания разрабатывалась и совершенствовалась в течение длительного времени, в основном, для условий НПЗ. При этом учитывались и другие факторы. В частности, обессоливание нефти - более сложный технологический процесс, чем обезвоживание, и требуется применение более дорогостоящих аппаратов, поддержание напряжённого технологического режима температура, время обработки и т. Обеспечить квалифицированное обслуживание установок на заводах значительно проще, чем в полевых условиях на промыслах. Поскольку на НПЗ нефть поступает из различных нефтедобывающих районов, заводы должны быть обязательно защищены встроенными обессоливающими блоками или установками. Период эксплуатации намного превышает время разработки отдельных месторождений, естественное падение добычи нефти на которых создаёт проблему неэффективного использования оборудования, что исключено в заводских условиях. В связи с тем, что исключить обессоливающие установки и схемы завода в принципе невозможно, их строительство на месторождениях промышленных объектов одного и того же назначения в двух смежных отраслях одновременно и на промыслах НПЗ. За рубежом в связи с отсутствием крупных нефтяных месторождений и разработкой отдельных участков большим числом владельцев, обезвоживание нефти осуществляется с помощью блочных деэмульсаторов небольшой мощности в непосредственной близости от скважин. Это позволяет обрабатывать свежеобразованные эмульсии и исключить возможность образования прочных бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды. Дальнейшее самопроизвольное разрушение эмульсии в трубопроводах под воздействием деэмульгаторов в процессе её транспортирования создаёт необходимые условия для глубокого её обессоливания на НПЗ. Кроме того, при поставках исключается возможность смешения в трубопроводах обезвоженной и не обезвоженной нефти. Обессоливание нефти на месторождениях нецелесообразно по многим причинам. В частности, если ограничить подготовку нефти на месторождениях глубоким обезвоживанием, можно снизить энергетические затраты на нагрев эмульсии и осуществлять процесс при более низкой температуре. Кроме того, необходимость нагрева нефти до высокой температуры при её переработке на НПЗ и утилизация тепла от полученных нефтепродуктов позволяют снизить затраты с целью обессоливания нефти практически до нуля. Следовательно, обессоливание нефти на месторождениях приводит к неоправданным затратам на нагрев, в частности, к сжиганию в печах того же газа, добыча которого является целью разработки месторождения. Снижение температуры нагрева эмульсии в промысловых условиях позволяет увеличить длительность эксплуатации технологического оборудования, отказаться от применения дорогостоящей теплообменной аппаратуры, уменьшить потери лёгких фракций и размеры технологических площадок, что в свою очередь уменьшает потребность в отчуждаемых землях и улучшает условия охраны природы. Довольно серьёзные проблемы при обессоливании нефти на месторождениях возникают в связи с необходимостью строительства водоводов пресной промывочной воды, её нагрева и последующей очистки. Если работа НПЗ невозможна без использования в различных технологических процессах огромного количества пресной воды, то на месторождениях, при условии включения обезвоживания нефти в общий комплекс промысловых работ, необходимость в потреблении пресной воды на этой ступени отпадает. Использование пресной воды для заводнения, казалось бы, исключает эту проблему. В самом деле, в этом случае для обессоливания может быть использована вода, предназначенная для закачки в пласт. Но хотя это действительно так, остаётся ещё проблема очистки воды, использованной для обессоливания, необходимость строительства и эксплуатации очистных сооружений и т. С другой стороны, при обессоливании нефти на НПЗ в качестве промывочной применяют горячую технологическую воду, которая, участвуя в процессе обессоливания, автоматически очищается от содержащихся в ней нефтепродуктов. Следовательно, обессоливание нефти на НПЗ позволяет избежать затрат на очистку промывочной воды. Обессоливание даже только части нефти на месторождениях создаёт проблему транспортирования двух её сортов, усложняя промысловое и транспортное хозяйство. При этом возникает необходимость в автономных товарных парках, значительно усложняются учёт и маневрирование производственными мощностями. Таким образом, обессоливание нефти на НПЗ позволяет: Единственной проблемой, заслуживающей серьёзного внимания при рассмотрении вопросов о месте обессоливания нефти - на заводах или месторождениях - является проблема охраны окружающей среды в связи с трудностями утилизации на НПЗ стоков солёных вод. Лучшим решением проблемы было бы строительство НПЗ в районах добычи нефти, особенно таких, территория которых пересекается магистральными трубопроводами, транспортирующими нефть из других районов. Однако на практике нефть подвергается сначала первичному обессоливанию на месторождениях, а затем - и на НПЗ. Применение совмещённых схем позволяет решить проблему глубокого обессоливания нефти на НПЗ и первичное на промыслах при минимальных по сравнению с традиционной технологией затратах. Технология обессоливания нефти основана на ряде теоретических представлений о сущности процессов, происходящих в нефти при введении в неё пресной промывочной воды. Идеальным считается такой процесс обессоливания, при котором в результате операций по смешению солёности во всех находящихся в нефти каплях. С этими представлениями связаны определённые технологические приёмы по обессоливанию нефти. Одновременно с этим полагали, что диспергирование капли пресной воды во всех случаях более эффективно сливаются друг с другом, чем с каплями пластовой воды, и поэтому быстрее переходят в состав дренажной воды, зачастую не совершая при этом полезной работы по вымыванию солей. С этим положением связано появление такого термина, как коэффициент эффективности использования пресной воды при обессоливании. Поэтому весьма важно дать оценку скорости и закономерности перехода капель пресной промывочной и солёной пластовой воды в состав дренажной в процессе отстоя при обессоливании. Динамика перехода глобул пластовой воды, содержащей хлористые соли, в состав дренажных вод в процессе обессоливания характеризуется следующими особенностями. При смешении обессоленной нефти с пресной водой происходит коалесценция лишённых на ступени обезвоживания бронирующих оболочек глобул пластовой воды с каплями пресной. Глобулы с неразрушенными оболочками практически не принимают участия в процессе обессоливания и при небольших размерах остаются в нефти во взвешенном состоянии, независимо от количества применяемой пресной воды. Экспериментальные исследования показали, что осреднения содержимого капель солёной и пресной воды в процессе смешения при обессоливании нефти в лабораторных и промысловых условиях не происходит, а отделение воды от нефти является типичным процессом при седиментации частиц, взвешенных в жидкости. Минерализация отделяющейся из нефти воды с течением времени может стать самой различной и имеет максимальные значения, как правило, в начальный период отстоя. Естественно, что наименьшая минерализация имеет место при больших расходах пресной воды. Это свидетельствует о том, что наиболее крупные, лишённые бронирующих оболочек, капли пластовой воды легко и быстро коалесцируют с каплями пресной и после укрупнения переходят в состав дренажных вод впервые же минуты отстоя. В порции воды, выделившейся через 30 мин. В различные периоды отстоя это соотношение принимает разные значения 1: В этой связи под эффективностью использования пресной воды следует понимать степень участи капель промывочной воды в процессе захвата и извлечения из объёма нефти глобул солёной воды. Степень смешения содержимого капель не имеет того значения, которое ей придавалось. Из приведённых данных ясно, что если бы капли пресной воды сливались друг с другом и осаждались более эффективно, чем капли пластовой воды друг с другом и каплями пресной воды. Минерализация дренажной воды в первые минуты отстоя была бы минимальной, так как в состав дренажной воды быстрее всего переходили бы именно капли пресной воды. В действительности же она максимальна во всех случаях. Таким образом, результаты экспериментов подтверждают, что в процессе исследований усреднения содержания солей в каплях воды хотя бы частично и имеет место, но не играет решающего значения. В процессе обессоливания отмечается в основном обмен оставшихся в нефти капель пластовой воды на капли пресной воды. Поскольку обессоливание нефти не может протекать без того, чтобы в ней не оставалось определённое количество капель воды, следовательно. Оптимальным режимом обессоливания следует признать такой, при котором происходит, возможно, более полная замена глобул пластовой воды на капли промывочной, что естественно, обеспечит более низкое содержание солей в обработанной нефти, чем при усреднении минерализации воды в результате процессов смешения. О недостижимости усреднения свидетельствуют факты из практики обессоливания нефти на месторождениях и НПЗ. В действительности этого не наблюдается. Это объясняется тем, что в нефти, с одной стороны, остаются глобулы с прочными бронирующими оболочками, не участвующие в массообменных процессах, а с другой - капли солёной воды без бронирующих оболочек, но чрезвычайно малых размеров. Присутствие этих капель определяет в основном содержание солей в нефти. Об этом же свидетельствуют результаты промышленного обессоливания нефти термохимическим методом на многих комплексных установках подготовки нефти. Этим обеспечивалась возможность беспрепятственного слияния глобул солёной воды с каплями пресной при последующем смешении в процессе промывки. Во всех случаях основное количество промывочной воды и захваченные ею глобулы солёной перешли в состав дренажной воды в первые 15 мин. Оказалось, что ни в одном случае содержание солей в нефти после её обессоливания не соответствует расчётному - превышает последнее в несколько раз. Наибольшее расхождение соответствует случаю минимального содержания солей в обрабатываемой нефти. Это также свидетельствует о том, что усреднения минерализации солёных и пресных вод при обессоливании не происходит. Показано, что минерализация глобул пластовой воды в нефти, полученной на месторождениях, которые разрабатываются с применением законтурного и внутриконтурного заводнения, также различна, что, безусловно, влияет на процесс обессоливания нефти. Обычно поиски решения проблемы увеличения глубины обессоливания нефти и снижения расхода пресной воды связываются с совершенствованием технологии смешения пресной воды с нефтью. В качестве показателя идеального смешения принималась степень выравнивания концентрации солей в каплях воды, участвующих в процессе. Существование в потоке после смешения большого числа капель пресной воды объяснялось низкой эффективностью процесса смешения. Для устранения этого явления конструировалась специальная аппаратура, увеличивалась интенсивность и длительность смешения воды с нефтью, использовался метод многократного смешения и расслоения нефти с пресной водой. Наибольшее распространение на месторождениях получил смесительный клапан, в качестве которого зачастую использовали обыкновенную задвижку, на НПЗ применяют более сложные аппараты. Проект Якеевской установки комплексной подготовки нефти производительностью 6,6 млн. Схема установки предусматривает два параллельных потока производительностью по 3,3 млн. ЯУКПН предназначена для обезвоживания, обессоливания и стабилизации девонской нефти Чишминской, Ташлиярской, Сармановской и Сулеевской площадей Ромашкинского месторождения. Максимально достигнутая мощность по стабильной нефти в году - тн. Обессоленная нефть соответствует ГОСТ - 76, качество ШФЛУ - техническим условиям ТУ - 38 - - Применение газлифтного способа добычи нефти. Ограничение притока пластовых вод. Предупреждение образования и методы удаления неорганических солей. Обслуживания и техника безопасности при эксплуатации газлифтных скважин. Расчет материального баланса установки подготовки нефти. Расчет сепаратора первой, второй и конечной ступени сепарации. Расчет резервуара для товарной нефти и насоса для откачки пластовой воды. Технология глубокого обезвоживания и сепарации нефти. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине. Химический состав и свойства пластовых вод и дегазированных нефтей месторождения. Технологические процессы, применяемые в системах сбора и подготовки продукции скважин. Осложнения, возникающие при их эксплуатации. Условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях. Главные свойства нефти в данных условиях, принципы и этапы отбора проб. Нефтенасыщенность пласта, характер и направления движения нефти внутри него. Отличительные способности самотёчных негерметизированных систем. Исследование системы сбора и сепарации нефти до и после реконструкции месторождения. Способы добычи нефти и условия эксплуатации нефтяного месторождения. Определение затрат на капитальный ремонт нефтяных скважин. Исследование схемы и состава штанговой насосной установки. Эксплуатация скважин штанговыми и бесштанговыми погружными насосами. Подземный и капитальный ремонт скважин. Изучение техники и технологии бурения скважин. Сбор и подготовка скважинной продукции. Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ". Общая характеристика применения установок электропогружных центробежных насосов при эксплуатации скважин. Описание принципиальной схемы данной установки. Выбор глубины погружения и расчет сепарации газа у приема насоса. Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Главная Библиотека "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Характеристика систем сбора продукции нефтегазодобывающих скважин на промыслах. Принципиальные схемы совмещённой технологии сепарации, обезвоживания нефти и очистки пластовых вод. Совмещение процессов транспортировки водонефтяной смеси с активным вымыванием солей. Снижение температуры нагрева эмульсии в промысловых условиях. Сбор и подготовка скважинной продукции 1. Обладая достоинством всех известных способов подготовки нефти, последняя отличается от каждого из них в отдельности и вместе взятых рядом особенностей, которые в конечном итоге и обеспечили ей неоспоримые преимущества: К первой группе технологически совместимых по времени и режиму процессов при движении эмульсии по трубопроводам промысловых систем сбора и другим коммуникациям относятся: Вторая группа технологически совместимых операций связана с разгазированием нефти в аппаратах ступеней сепарации и их коммуникациях при перекачке газа: Третья группа технологически совместимых процессов связана с операциями нагрева и транспортирования эмульсии по коммуникациям объектов подготовки нефти: Четвёртая группа процессов позволяет совмещать операции по получению сточных вод требуемого качества с деэмульсацией нефти и предусматривает: В пятую группу входят процессы по улучшению качества нефти за счёт гидродинамических факторов и эффектов последствия ПАВ, возникающих при перекачке нефти, подвергавшейся деэмульсации, в интервалах установка - товарный парк, промысловый товарный парк - головные сооружения, головные сооружения - нефтеперерабатывающий завод: Шестая группа технологически совмещённых процессов связана с осуществлением товарно-транспортных операций, включающих заполнение и опорожнение резервуаров различного назначения: Принципиальные схемы совмещённой технологии сброса, сепарации, обезвоживания нефти и очистки пластовых вод Где: Принципиальные совмещённые технологические схемы обессоливания нефти в интервалах Где: Совмещённая схема сбора, сепарации газа, подготовки нефти и очистки сточных вод в интервале скважина НПЗ Где: С увеличением степени гидрофильности стенок сопротивляемость их запарафиниванию I, при всех прочих равных условиях возрастает по закону цепной функции: Технологические схемы обезвоживания нефти. Разрушение эмульсии в трубопроводах в процессе движения трубная деэмульсация. Принципиальные совмещённые технологические схемы обезвоживания нефти Где: Обезвоживание нефти на автономных термохимических установках. Количество хлоридов, переходящих в HCl и количество образующейся соляной кислоты при переработке нефти, содержащей хлористые соли Значительные осложнения могут вызвать повышенное содержание в нефтях сульфатов и карбонатов. Существующая установка подготовки нефти в НГДУ Джалильнефть" 2. Год ввода в промышленную эксплуатацию - ЯУКПН состоит из следующих объектов: Главный корпус, куда входят: Площадки теплообменников Т - 1. Площадки теплообменников Т - 2. Площадка отпуска нефтяного дистиллята с операторной. Нефтепроводы ЯТП - ЯУКПН. Газлифтный способ добычи нефти. Проект установки подготовки нефти мощностью 2,7 млн. Анализ наработки на отказ скважин УЭЦН. Анализ работы систем сбора и подготовки скважинной продукции Биттемского месторождения. Нефть в пластовых условиях. Системы сборов и транспортирования продукции скважин. Техника и технология добычи нефти в ОАО АНК "Башнефть". Добыча нефти из скважин. Эксплуатация скважин в осложненных условиях. Другие документы, подобные "Характеристика систем сбора продукции нефтегазодобывающих скважин на промыслах". Кратковременное смешение с реагентом и последующий отстой холодная деэмульсация.
Much like перевод
Дента гель состав
Создать личный кабинет ета
Город истра сколько кмот москвы
Деятельность унитарных предприятий
Какие делать упражнения чтобы ноги были стройные