ОТВЕТЫ НА ВОПРОСЫ. 1. Требование стандарта к качеству нефти, сдаваемой в магистральный трубопровод
 Скачать 24.23 Kb.
|
|
1.Требование стандарта к качеству нефти, сдаваемой в магистральный трубопровод. Нефть, поставляемая на нефтеперерабатывающие предприятия и экспортируемая за рубеж, должна отвечать ряду требований. Эти требования включают показатели, характеризующие степень подготовки нефти к транспортировке по магистральным трубопроводам и наливным транспортом, и показатели, характеризующие физико-химические свойства (качество) нефти. По степени подготовки нефти к транспортировке нормируются следующие показатели: - содержание воды; - содержание механических примесей; - давление насыщенных паров; - содержание хлористых солей; - содержание хлорорганических соединений. Содержание воды. Количество воды в добываемой нефти изменяется в широких пределах. Содержание воды в нефтях, добываемых на старых месторождениях, может доходить до 90 – 98 %. Ограничение содержания воды в нефти связано со следующими причинами: - вода вместе с нефтью образует высоковязкие эмульсии, перекачка которых на достаточно большие расстояния приведет к дополнительным энергетическим затратам; - транспортирование пластовой воды вместе с нефтью нерационально, так как вода представляет собой балласт, который не имеет товарной ценности; кроме того, соответственно увеличивающемуся объему прокачиваемой жидкости возрастают капитальные и эксплуатационные затраты; - вода в нефти в условиях низких температур кристаллизуется, что затрудняет перекачку нефти (забивка фильтров, поломка насосов); - пластовая вода, содержащаяся в нефти, представляет собой растворы солей, тем самым способствует коррозии оборудования. Для перекачки по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 0,5–1,0 % воды. Определение производится по ГОСТ 2477. Содержание механических примесей. Добываемая нефть, помимо воды и растворенных в ней газов, содержит некоторое количество механических примесей – частиц песка, глины, кристаллов солей и продуктов коррозии нефтепромыслового оборудования. Присутствие в нефти механических примесей вызывает эрозию труб нефтепроводов, способствует образованию отложений. Содержание механических примесей в товарной нефти не должно превышать более 0,05 % мас. В этом случае срок службы трубопроводного оборудования определяется периодом в 5–7 лет, а его износ допускается на 0.005–0.010 мм в год за счет эрозии. Определение производится по ГОСТ 6370. Давление насыщенных паров. Нормированное содержание в нефти легких углеводородов и растворенного газа связано прежде всего с образованием паровых пробок при транспортировке нефти и с ее пожаровзрывоопасностью. Кроме того, присутствующие в нефти легкие углеводороды и растворенные газы нарушают работу насосов, рассчитанных на определенную вязкость и не прерывистость перекачивающей жидкости (пузырьки газа разрушают вращающиеся с большой скоростью лопатки насоса). Нормирование осуществляется по показателю «Давление насыщенных паров», развиваемому парами нефти, находящимися в термодинамическом равновесии при температуре 100 F (37,8 0С). Определение производится по ГОСТ 1756. 2.Требование стандарта Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях: · газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и т.д.; · газ в условиях трубопровода (при его транспорте) должен быть в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов; · товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании. Для того чтобы газ отвечал указанным требованиям, необходимо определять точку росы по воде, содержание углеводорода, содержания в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода. Важный показатель качества товарного газа – содержание в нем кислорода. Значение этого показателя – не более 1%. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе. Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе. В газе могут содержаться также серо окись углерода (COS), сероуглерод (CS2) и др. В ГОСТе содержание этих компонентов не указано. Следовало бы установить общее количество всех сернистых соединений в газе. Несомненно, обеспечение надежной транспортировки, хранения и использования продукции газовых скважин должно отвечать определенным требованиям, изложенным в соответствующих стандартах и технических условиях. Например, на заключительном этапе разработки газоконденсатных месторождений для получения товарного газа, отвечающего требованиям отраслевого стандарта, необходимо вводить установки искусственного холода (УИХ). Затраты на строительство и эксплуатацию УИХ значительно превышают прибыль от выхода дополнительной продукции УКПГ. Для поддержания высокой эффективности работы газотранспортных систем предложен комплексный подход к определению показателей качества газа. Суть предложения сводится к тому, чтобы не внедрять ОСТ на каждом месторождении, связанном с одним магистральным газопроводом, а на основном месторождении установить более высокие показатели качества газа, чем по стандарту. За основное можно принимать наиболее крупное месторождение из рассматриваемой группы с тем, чтобы на нем было экономически выгодно применять сложную технологию, позволяющую на всех этапах разработки осуществлять осушку газа по влаге и извлечению тяжелых УВ. к качеству газа, сдаваемого в магистральный газопровод. 3.Понятие показателя давления насыщенных паров и аппараты, позволяющие регулировать этот параметр. Давление насыщенных паров (ДНП) — это давление паров при определенной температуре в условиях динамического равновесия с жидкостью. Давление насыщенных паров — важный физический показатель, характеризующий испаряемость бензиновых фракций, способность бензинов к образованию паровых пробок и определяющий физическую стабильность топлив. 4. Понятие точки росы по воде для природного и нефтяного газа, и аппараты, позволяющие регулировать этот пар. Точка росы природного газа — температура (при фиксированном давлении), при которой из газа начинает выделяться конденсированная (жидкая или твердая) фаза. Таким образом, точка росы газа — это минимально возможная температура, когда природная углеводородная система находится в однофазном газообразном состоянии, а при дальнейшем снижении температуры из газа выделяется первая капля (или кристаллик) конденсированной фазы. 5. Свойства продукции скважин, влияющие на гидравлические сопротивления при перекачке по трубопроводам. На технологию транспорта и хранения нефтей в той или иной мере влияют их физические свойства (плотность, вязкость), испаряемость пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность. Плотность нефтей при 20 °С колеблется в пределах от 760 до 940 кг/м. С увеличением температуры она уменьшается по закону прямой. От правильного определения плотности нефти в резервуарах зависит точность ее учета, а в конечном счете -прибыль предприятия. 6. Цели и назначение сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и нефтяного газа. Сбор добываемой нефти - это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта (ЦПС). Они транспортируются под действием напора, обусловленного давлением на устье скважин, разностью геодезических отметок входной и выходной точек трубопровода, а также (при необходимости) создаваемого насосами. Сбор должен сопровождаться точным замером продукции по каждой скважине с целью проектирования эксплуатации скважин, контроля и регулирования разработки месторождения. Получение товарной продукции называют подготовкой добываемой нефти. Она включает технологические процессы сепарации, стабилизации, обезвоживания и обессоливания нефти, очистку сточной воды от эмульгированной нефти и механических примесей, а также осушку и очистку нефтяного газа. Первичная подготовка добываемой нефти на промыслах вызвана необходимостью уменьшить транспортные расходы, предотвратить образование стойких эмульсий, не допустить гидратообразования в газопроводах, сохранить приемистость водонагнетательных скважин, уменьшить коррозионное разрушение оборудования и трубопроводов при транспорте нефти, газа и воды. На сооружение объектов и коммуникаций системы сбора и подготовки нефти расходуется около 50 % капитальных вложений, затрачиваемых на разработку месторождений. 7. Цели и назначение сбора и внутрипромыслового транспорта природного газа и конденсата. Под системой сбора продукции скважин на нефтяных месторождениях понимают совокупность трубопроводов и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и транспортировку ее до установки комплексной подготовки нефти. Универсальной системы сбора нефти, газа и воды, то есть такой, которую можно было бы эффективно применять на любом месторождении, не существует. Каждое месторождение имеет свои особенности, связанные с природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами и объемами добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды, поэтому на каждом месторождении проектируют наиболее приемлемую для него систему. Но любая система сбора должна отвечать следующим требованиям: 1)автоматическое измерение дебита по каждой добывающей скважине отдельно; 2)обеспечение герметизированного сбора нефти, газа и воды на всем пути движения - от добывающей скважины до магистрального нефтепровода; 3)доведение нефти, газа до норм товарной продукции, а пластовой воды до определенной степени очистки; 4)автоматический учет товарной нефти и нефтяного газа и передача их потребителю; 5)возможность ввода в эксплуатацию блока месторождения с полной утилизацией газа до окончания строительства всего комплекса сооружений; и др. Раньше была распространена самотечная система сбора нефти, газа, воды, но в соответствии с "Основными положениями по обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий" в отрасли был осуществлен переход к различным вариациям высоконапорных герметизированных систем. Изучая данную тему, необходимо разобраться в особенностях двухтрубной самотечной, грозненской высоконапорной, системы сбора Гипровостокнефть и других систем, в их достоинствах и недостатках и четко уяснить, что в основу всех систем заложены единые принципы: -максимальное использование пластовой энергии или напора, создаваемого скважинными насосами, для сбора и транспортировки продукции скважин до установки подготовки нефти, а так же обеспечение прохождения обрабатываемой продукции через технологические узлы этой установки; -максимально возможное использование однотрубного сбора нефти, газа в пределах отдельных месторождений; -применение ступенчатой сепарации нефти с последующим бескомпрессорным транспортированием газа до потребителя. С учетом этих принципов из многообразия вариантов систем сбора могут быть выделены три основные схемы обустройства: -однотрубное транспортирование продукции скважин; -бескомпрессорное траспортирование газа и перекачка газонасыщенной нефти после предварительного сброса пластовой воды; -бескомпрессорное транспортирование газа и перекачка газонасыщенной обводненной нефти. Следует отметить, что высоконапорные системы совместного сбора и транспорта нефти и газа имеют существенные преимущества перед низконапорной системой раздельного сбора и транспорта нефти и газа. Они заключаются в экономии затрат на сооружение трубопроводов, в укрупнении и централизации объектов нефтепромыслового хозяйства, автоматизации и телемеханизации производственных процессов, сокращении потерь нефти и газа и др. Все эти преимущества отражены в унифицированных технологических схемах сбора и подготовки нефти, газа и воды. 8.Основные аппараты, позволяющие регулировать параметр «содержание хлористых солей». Воронка делительная круглая, стеклянная, вместимостью 500 см3 с винтовой или лопастной металлической мешалкой или экстрактор для извлечения хлористых солей из нефти водой в сборе с электродвигателем, круглой делительной воронкой и с винтовой или лопастной мешалкой. 9.Описание установки для первичного измерения показателей скважинной продукции. Для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины но наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважины или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций применяют блочные автоматизированные групповые замерные установки, в основном двух типов: «Спутник А» и «Спутник Б». 10.Современные методы измерения расхода нефти, газа и воды. Наиболее простыми и точными способами измерения расхода нефти является объемный и весовой (массовый) методы. Содержание воды в нефти определяется аппаратом Дина-Старка. Массовая доля содержания воды в нефти равна произведению плотности на объем воды делить на навеску нефти(%=W). 11.Понятие установок предварительного сброса воды (УПСВ). Типы УПСВ. УПСВ (установка предварительного сброса воды) — установка для отделения от нефти пластовой воды и попутного газа, а также подогрев нефти и приращение удельной энергии потока добываемой нефти (дожим) до следующей системы подготовки нефти. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования: узел сепарации, [резервуарный парк], насосные агрегаты. УПСВ строятся обычно в местах устройства дожимных насосных станций ДНС. |