Шпоры Дунюшкин 2012. 1. Физикохимические свойства пластовой нефти. Условные компоненты пластовой нефти. Молярный объём нефти, примеры

• Название: 1. Физикохимические свойства пластовой нефти. Условные компоненты пластовой нефти. Молярный объём нефти, примеры
• Дата: 29.11.2021
• Размер: 1.8 Mb.
• Имя файла: Шпоры Дунюшкин 2012.docx
• Тип: Документы; #286124
• страница: 3 из 5

11. Рельефные трубопроводы, распределение истинных и расходных насыщенностей фазами. Следствия.
Для расчета рельефного трубопровода необходимо знать:

1. 
   продольный профиль трассы трубопровода и его диаметр
   
2. 
   расход нефти и газа
   
3. 
   среднее значение давления и температуры жидкости и газа в трубопроводе
   
4. 
   физические и термодинамические характеристики перекачиваемых жидкостей и газов при средних давлениях и температуре в трубопроводе.
   

Из всех перечисленных исходных данных для гидравлического расчета рельефных трубопроводов наиболее трудной для расчета является первая позиция.

Для получения полной информации по рельефному трубопроводу поступают следующим образом.

Вся трасса рельефного трубопровода заменяется эквивалентной, состоящей из прямолинейных отрезков, соединяющих точки реального профиля, в которых возможны изменения структуры течения и направления движения смеси (нисходящего или восходящего).

Эквивалентную трассу трубопровода строят для упрощения и сокращения числа расчетных участков. При этом необходимо соблюдать условие разности реальной и расчетной трасс трубопровода, т.е. режимы течения газожидкостных смесей на реальных и расчетных участках должны быть одинаковыми.

В восходящих участках трассы трубопровода с углами наклона выше 10^о структура потока не меняется, остается постоянной – пробковой и кольцевой.

За расчетный нисходящий участок принимается такой отрезок реальной трассы, на котором течение смеси происходит под действием гравитационных сил при постоянном угле наклона или при изменении его в пределах + 10 %.

В расчетный нисходящий участок включаются сопряженные нисходящие участки, если их угол наклона изменяется по отношению к первому участку (по ходу движения смеси) не более чем на + 10 %, т.е. если гарантируется единая структура течения смеси на этих участках.

Если структура течения на восходящих и нисходящих участках одинаковая, например, пробковая или кольцевая, то расчет ведут по всей длине трубы и угол наклона трубы не учитывают.

В случае, если структура потока газожидкостной смеси на восходящих участках пробковая, а на нисходящих – расслоенная, необходимо определить эквивалентную длину и осредненный угол восходящих и нисходящих эквивалентных участков трубопровода.

Гидравлические расчеты восходящих и нисходящих эквивалентных участков проводят по уравнениям, соответствующим структуре течения смеси на этих участках.

12. Седиментационный анализ дисперсных систем. Графический способ.
Седиментационный анализ, его задачи:

- выявление размеров каждой фракции

- выявление доли каждой фракции в дисперсной системе.
Для анализа седиментационной кривой будем применять формулу Джорджа Стокса:



Которая может быть применима до чисел Re, находящихся в диапазоне:



Относительная скорость движения сферической частицы (капли) дисперсной фазы при постоянной скорости может быть найдена из баланса действующих на неё сил:

- силы сопротивления движению частицы (капли)

- веса частицы (капли)

- силы Архимеда
Пусть , тогда или, после подстановки в уравнение равновесия действующих сил их значений:

, откуда
Из определения параметра Рейнольдса (Re) выразим относительную скорость:


Получим:
Далее оценим размеры частиц : d_min и d_max

Рассчитаем максимальное время оседания частиц t_max : (привести рисунок колбы с чашечкой!!!)

Рассчитаем массу осевших частиц: (получим в кг.)




13. Обессоливание нефти. (Потребный расход промывной воды при идеальном смешении капельных пластовой и промывной воды. +

+ Потребный расход промывной воды при идеальном смешении капельных пластовой и промывной вод.)

Сущность процесса обессоливания промысловой нефти заключает­ся в снижении концентрации хлористых солей в капельной попутной пластовой воде,которая осталась в промысловой нефти после ее предваритель­ного и глубокого обезвоживания. Снижение концентрациихлористых со­лей в капельной пластовой воде, представляющей собой дисперсную фазу в обратной водонефтяной эмульсии (промысловой нефти), возможно только в результате коалесиениии их с каплями промывной воды, в качестве которой, как правило, используется пресная вода. Для возможности эф­фективной коалесценции соленых и пресных капель воды необходимо:

• 
  при смешении промывной (пресной) воды с промысловой нефтью диспергировать промывную воду так, чтобы плотность распределе­ния капель промывной воды не слишком отличалась от плотности распределения капельной пластовой воды в промысловой нефти на входе в ступень глубокого обезвоживания;
  
• 
  добавлением в промысловую нефть эффективного деэмульгатора обеспечить снятие структурно-механического барьера на межфаз­ной поверхности капель пластовой воды;
  
• 
  повышением температуры обрабатываемой промысловой нефти и промывной воды сократить время на «транспортную стадию» до встречи капель воды за счет снижения вязкости нефти, растворения кристаллов парафина адсорбированных на межфазных поверхнос­тях капель и т.п.;
  
• 
  увеличить вероятность встречи капель пластовой и промывной воды для возможности их многократной коалесценции и диспер­гирования в минимально возможное время при турбулентном ре­жиме течения.
  

Расход промывной воды (по регламенту) на ЭЛОУ составляет 10% об. от объема подготавливаемой нефти, фактический же расход промыв­ной воды не превышает 6% об.

Введем понятие - термин идеальное смешение капельных пласто­вой и промывной вод. Под этим термином будем понимать ситуацию, при которой во всех каплях воды после диспергатора-коалесиера на вхо­де в электродегидратор (делитель фаз) кониентраиия хлористых солей одинакова.

Если массовая концентрация хлористых солей в капельной воде, которая останется в потоке нефти на выходе электродегидратора, обес­печивает требуемую группу качества по содержанию хлористых солей в обезвоженной нефти, то такой расход промывной воды является теоре­тически минимально необходимым. Рассчитав его, получим асимптотичес­кую оценку теоретически необходимого расхода промывной воды для обессоливания.

Пусть на вход ступени обессоливания поступает м³/сут сырой не­фти с объемной долей воды в ней (обводненностью) Массовая кон­центрация хлористых солей в капельной воде, содержащейся в сырой нефти, равна Допустим, что на вход смесителя подается промывной воды, смешение капельных пластовой и промывной воды иде­ально, то есть в каждойвновь сформировавшейся капле водыпосле мно­гократных актов коалесценции (слияния) и диспергирования перед вхо­дом в электродегидратор массовая концентрация хлористых солей одина­кова. Следовательно, концентрация хлористых солей в воде на выходеиз электродегидратора с потоком нефти и в дренажной воде на выходе из электродегидратора равна концентрации хлористых в капельной воде на входев электродегидратор. Пренебрегая содержанием хлористых солей в промывной (пресной) воде, получим:

где — массовая концентрация хлористых солей в воде обессоленной (товарной) нефти.

Допустим, что объемная доля воды в обессоленной нефти Исходя из формулы содержание хлористых солей в обессолен­ной нефти будет равно:



Следует аналитическое выражение для асимптотической оценки теоретически минимально необходимого количества промыв­ной воды для обессоливания сырой нефти:



с ледует аналитическое выражение для оп­ределения минимально необходимой относительной потребности про­мывной воды:



Из полученной формулы следует, что наиболее эффективным спо­собом обессоливания сырой нефти является ее обезвоживание, то есть при количество потребной промывной воды равно нулю.


При количество потребной промывной воды тоже равно нулю, то есть уменьшать концентрацию хлористых солей не требуется, так как нормативное содержание хлори­стых солей при планируемом содержании остаточной воды в товарной нефти удовлетворяет планируемую группу качества нефти и по со­держанию хлористых солей в ней.

14. Показатели качества товарной нефти по ГОСТ Р 51858 – 2002.

Государственный стандарт России «Нефть. Общие технические ус­ловия. ГОСТ Р 51858—2002» с 1 июля 2002 г. вводит два термина:

СЫРАЯ НЕФТЬ- жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит:

• 
  растворенный газ,
  
• 
  воду, минеральные соли, механические примеси
  и служит основным сырьем для производства:
  
• 
  жидких энергоносителей:
  
• 
  бензина, керосина, дизельного топлива, мазута;
  
• 
  смазочных масел, битумов и кокса.
  

ТОВАРНАЯ НЕФТЬ (НЕФТЬ) - нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с тре­бованиями действующих нормативных и технических документов, при­нятых в установленном порядке.

В соответствии с техническими требованиями ГОСТ Р 51858—2002 нефть подразделяется на классы, типы, группы качества и виды.Фактор влияния человека в этой классификации учитывается в нормах групп качества, определяемых качеством подготовки добываемой нефти к транспорту от добывающих предприятий до потребителей (нефтепере­рабатывающих заводов - НПЗ).

КЛАССЫ. В зависимости от массовой доли серы в нефти выделяется 4класса товарной нефти.
















ВИДЫ. По содержанию сероводорода и меркаптанов товарную нефть подразделяют на 3вида.




В соответствии с ГОСТ Р 51858 условное обозначение товарной не­фти (шифр) состоит из четырех цифр, разделенных точками, каждая из которых соответствует обозначению значения показателей:

• (1) класса, (2) типа, (3) группы, (4) вида товарной нефти.

При поставке нефти на экспортк обозначению типа товарной не­фти добавляется индекс «э».


15. Принципиальные схемы сбора скважинной продукции на нефтяных месторождениях.
Принципиальная технологическая схема сбора и подготовки сква-жинной продукции нефтяного месторождения в соответствии с требо­ваниями ГОСТ Р 51858—2002 и сложившейся практикой промыслового обустройства нефтяных месторождений может быть пред­ставлена в следующем виде, см. рис.

Скважинная продукция из эксплуатационных скважин 1 поступает на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) 2. Блок дозирования химических реагентов 3 (деэмульгаторов, ингибиторов кор­розии, солеотложения и т.д.) может быть смонтирован в любой точке трубопроводов промысловой системы транспорта на участке от скважи­ны до установки подготовки нефти (УПН). При сборе нефти с высокой температурой потери текучести или высоковязкой нефти для обеспече­ния их постоянной текучести применяются различного рода подогрева­тели. Подогрев продукции скважин в выкидных линиях производится устьевыми подогревателями типа УН—0,2 или ПТТ—2. Для подогре­ва продукции скважин в нефтегазосборных трубопроводах применяют­ся путевые подогреватели 4 типа ПП—0,63 или трубопроводные нагре­ватели типа ПТ.

Первая ступень сепарации нефтяного газа производится на дожимных насосных станциях (ДНС) 5. Отделяемый нефтяной газ первой сту­пени сепарации направляется на установку подготовки газа (УПГ) 10 и далее потребителю, например, на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Установка подготовки нефти (УПН) представляет собой последова­тельный комплекс технологических процессов:

• 
  полного разгазирования нефти 6,
  
• 
  её «глубокого» обезвоживания 7 до нормы группы качества по ГОСТ Р 51858-2002,
  
• 
  обессоливания товарной нефти 8 до требуемой нормы группы каче­ства по ГОСТ Р 51858-2002
  
• 
  стабилизации товарной нефти 9, то есть снижения её давления на­сыщенного пара (ДНИ) ниже 66,7 кПа при 37,8 °С.
  

Отметим, что разгазирование нефти в сепараторе 6 представляет собой вторую ступень сепарации нефтяного газа, который, как прави­ло, используется на собственные нужды или после компримирования направляется в газопровод с давлением первой ступени сепарации не­фтяного газа для подачи стороннему потребителю. Глубокое обезвожи­вание нефти позволяет получить товарную нефть с планируемой оста­точной обводнённостью в соответствии с требованиями технических условий ГОСТ Р 51858—2002. Ступень обессоливания нефти 8 необхо­дима в случае большой концентрации ионов хлора в остаточной воде товарной нефти, то есть ступень обессоливания позволяет уменьшить концентрацию ионов хлора в остаточной капельной воде в составе то­варной нефти. Ступень стабилизации товарной нефти 9 обеспечивает давление ее насыщенных паров до 66,7 кПа при температуре 37,8 °С. Как правило, нефтяной газ низкого давления, образующийся на этой ступени, сжигается на факеле.

Далее товарная нефть направляется на узел контроля её качества, то есть соответствия техническим условиям ГОСТ Р 51858—2002, и коммер­ческого учета её количества (УУН — узел учета товарной нефти) 11. После оформления документов (подписания акта приёма-сдачи товарной не­фти и её характеристики) товарная нефть насосами внешней перекачки (НВП) 12 поступает транспортной (как правило, трубопроводной) орга­низации для её дальнейшей переработки на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ).

Если скважинная продукция обводнена более чем на 20% масс., то на ДНС может быть запроектировано предварительное обезвожива­ние (сепарация нефти и воды) скважинной продукции. При этом основ­ное технологическое требование действующих норм заключается в том, чтобы сбрасываемые пластовые воды имели качество, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки(предусматривается только дегазация воды) и направление их непосредствен­но на кустовые насосные станции (КНС) 16 системы поддержания пла­стового давления (ППД).

При глубоком обезвоживании нефти 7 дренажная вода направля­ется на очистные сооружения (ОС) 15, где нефтепромысловые сточные воды очищаются от остаточной капельной нефти и механических при­месей до показателей качества воды, обеспечивающих оптимальную закачку их в продуктивные пласты. С очистных сооружений вода на­правляется на кустовые насосные станции (КНС) 16, откуда она по вы­соконапорным водоводам поступает в нагнетательные скважины 17.

Дефицит воды для поддержания пластового давления восполняется за счет внешних ресурсов (источников):

• 
  водоемов пресной воды,
  
• 
  водоносных горизонтов и т.д.,
  

откуда водозаборами 13, пресная (или минерализованная) вода посту­пает на установку подготовки пресной (или минерализованной) воды 14, затем на КНС 16 и по высоконапорным водоводам в пласт через на­гнетательные скважины 17.