вопросы гос. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 1.89 Mb.
|
|
Отстойники В отстойники, как правило, поступает разрушенная внутритрубной деэмульсацией смесь нефти и воды. Конструкции отстойников должны обеспечить равномерность выхода струй жидкости из распределителя потока (маточника) по всему сечению аппарата. Форма маточника и характер ввода эмульсии могут отличаться для разных отстойников. На рис. 9.14 приведена схема отстойника типа ОГ (отстойник горизонтальный). Разрушенная нефтяная эмульсия поступает по вертикальному стояку 1 в распределительный коллектор 2, к которому приварены перпендикулярно к оси аппарата отводы 3 с отверстиями, из которых эмульсия выходит равномерными струями по всему сечению отстойника. При выходе струй из отводов режим движения их должен быть ламинарным, чтобы предотвратить возможное образование стойких эмульсий в объёме самого отстойника. Затем нефть поднимается вверх через водяную подушку и через перфорированный коллектор 4 отводится из аппарата. Вода оседает в дренаж и по перфорированной трубе 5 перетекает в чистый водяной отсек, из которого она отводится. Механические примеси, грязь (шлам) отводятся по мере накопления через нижний штуцер.  Рис. 9.14. Схема отстойника: 1 – стояк для ввода эмульсии; 2 – коллектор; 3 – отводы с отверстиями; 4 – перфорированный сборный коллектор для нефти; 5 – перфорированная труба; 6 – перегородка В отстойнике другой конструкции (рис. 9.16) предварительно разрушенная эмульсия входит перпендикулярно оси аппарата по патрубку 1 и через прорези коллектора 2 вытекает равномерно по направлению к стенкам аппарата.  Рис. 9.16. Схема отстойника: 1 – патрубок ввода эмульсии; 2 – коллектор ввода эмульсии; 3 – патрубок вывода нефти; 4 – коллектор для сбора нефти; 5 – коллектор для сбора воды Далее эмульсия постепенно перемещается вдоль оси аппарата справа налево, при этом происходит её расслаивание, вода собирается в нижней части и удаляется через коллектор 5, а нефть забирается коллектором 4 и отводится через стояк 3. Длина отстойника должна быть такой, чтобы обеспечить полное расслоение эмульсии за время её пребывания в аппарате при оптимальной скорости движения потока. Основные процессы подготовки нефти. Показатели качества товарной нефти. Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения – сепарацией. Обезвоживанием разрушение водонефтяной эмульсии(мех. смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей), которая образуется в смеси нефти и воды, движущаяся по НКТ и извлеченного пласта(укрупнение капель за счет их слияния разделение фаз Обессоливание нефти осуществляется смешиванием обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Делается это с целью уменьшения концентрации соли в воде, т.к. даже в обезвоженной нефти остается некоторое кол-во воды, в которой и растворяется соль. Стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке. Качаство нефти норматив по госту и потр еаэс):массовая доля воды % 0,5-1(0,5),;масс конц хлористых солей 100-900(100)мг/дм;масс доля мех прим 0,05%;давл насыщ паров 66,7кПа,500ммртст;масс доля орган хлоридов во фракции 10(6)ррм;масс доля сероводорода 20-100(20)ррм; масс доля метил этилмеркаптанов в сумме 40-100(40) ррм;плотность 830-895 при 20С,833,7-898,4 при 15; выход фракций 30-21(200С) 52-42(300С);массовая доля парафина 6%;масс доля серы 0,6-3,5% Физико-химические свойства продукции скважин на месторождениях нефти Удмуртии. Требования к кондициям товарной нефти, утилизируемой сточной воде и нефтяному газу. Физ хим св-ва эмульсий. Дисперсность - степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсной среде. мерой яв-ся удел пов-ть.=отн сумм пов-ти капелек к общ обьему. Устойчивость - способность в течении определенной времени не разделятся на нефть и воду.(умен d-увелD-увелS-увел K. Старение-формирование во времени адсорбционного слоя эмульгаторов на поверхности капель воды, увел толщины и прочности этого слоя. эмульсия становится более устойчивой. Вязкость динам мэ не=мн+мв. Плотность Элек св-ва(электропроводимость) Дисперсность эмульсий – это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсной среде. Дисперсность является основной характеристикой эмульсий определяющей их свойства. Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях изменяются от 0,1 до 100 мкм (10-5 –10-2 см). Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капелек различного диаметра, – полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы различных размеров. Размер капель воды в эмульсии обычно обратно пропорционален количеству затраченной энергии, и чем больше этой энергии, тем меньше диаметр капель, следовательно, больше их суммарная удельная поверхность. Вязкость эмульсии зависит от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества воды, содержащейся в нефти, степени дисперсности, присутствия механических примесей. Вязкость нефтяных эмульсий не обладает аддитивным свойством, т.е. вязкость эмульсии не равна сумме вязкости воды и нефти. С увеличением обводнённости до определённого значения вязкость эмульсии возрастает и достигает максимума при критической обводнённости, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении обводнённости вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение коэффициента обводнения называется точкой инверсии, при которой происходит обращение фаз, т.е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В. Значение точки инверсии для разных месторождений колеблется от 0,5 до 0,95 г. 37 38 Плотность эмульсии можно рассчитать, если известны плотность нефти и воды и их содержание в эмульсии, по следующей формуле: ρэ = ρн(1-W) + ρвW, (5.1) где ρн – плотность нефти, кг/м3; ρв – плотность воды, кг/м3; W – содержание воды в объёмных долях. Нефть и вода, взятые в чистом виде, хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется от 0,5 10-6 до 0,5 10-7 Ом м-1, пластовой воды – от 10-1 до 10 Ом м-1. Даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводность увеличивается в десятки раз. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды и степенью её дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей и кислот. В нефтяных эмульсиях, помещённых в электрическое поле, капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводности этих эмульсий. Это объясняется тем, что капельки чистой воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем капельки нефти. Свойства капелек воды располагаться в эмульсиях вдоль силовых линий электрического поля и послужило основной причиной использования этого метода для разрушения нефтяных эмульсий. Температура эмульсии влияет на её вязкость. Чем меньше вязкость нефти, тем менее устойчива эмульсия. Это особенно заметно для парафинистых нефтей. С понижением температуры частицы парафина выделяются, легко адсорбируясь на поверхности водяных капель, стойкость эмульсии повышается. Этим объясняется резкое увеличение устойчивости эмульсии на многих нефтяных месторождениях зимой. Устойчивость нефтяных эмульсий и их «старение», т.е. способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду является важным показателем для нефтяных эмульсий. На устойчивость нефтяных эмульсий влияют: дисперсность системы, физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхности раздела фаз адсорбционные защитные оболочки, наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического заряда, температура и время существования эмульсии. По дисперсности нефтяные эмульсии делятся на мелкодисперсные с размером капель воды от 0,2 до 20 мкм, среднедисперсные, содержащие капли размером от 20 до 50 мкм; грубодисперсные – с каплями воды размером от 50 до 100 мкм. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии. На устойчивость эмульсий значительное влияние оказывают стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами. Устойчивость зависит также от заряда на поверхности капель воды, образующего за счёт их движения двойной электрический слой, защищающий эти капли от слипания подобно адсорбционным оболочками. Капли, имеющие на своей поверхности одинаковые заряды, будут взаимно отталкиваться. Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия. Эмульсии способны "стареть", т.е. повышать свою устойчивость со временем. Процесс «старения» нефтяных эмульсий в начальный период происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению и поэтому обезвоживание и обессоливание нефтей необходимо проводить на промыслах. Физико-химические свойства нефтей разрабатываемых месторождений Удмуртии изменяются в широком диапазоне и характеризуются следующими величинами: плотность в поверхностных условиях изменяется от 830 до 926 кг/м3; вязкость нефти в пластовых условиях от 1,8 до 339,5 мПа-с; содержат в своем составе серу в объеме от 0,8 до 3,6 %, асфальтены 0,5-7,4 %, парафины от 1,7 до 7,7 %. Газовый фактор нефтей изменяется от 3,3 до 32,5 м3/т. В попутном газе отдельных месторождений содержится гелий. В высоковязких нефтях ряда месторождений отмечается повышенное содержание пятиокиси ванадия, а также никель. ТРЕБОВАНИЯ К УТИЛИЗИРУЕМОЙ СТОЧНОЙ ВОДЕ Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обессоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85—88 %, на долю пресных — 10—12% и на долю ливневых — 2—3 %. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений — это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл обратного водоснабжения по схеме: нагнетательная скважина — пласт — добывающая скважина — система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки — система ППД. Нефтепромысловые сточные воды представляют собой разбавленные дисперсные системы плотностью 1040—1180 кг/м3, дисперсионные среды которых — высокоминерализованные рассолы хлоркальциевого типа (хлорит натрия, хлорид кальция). Сточные воды содержат растворенные газы: кислород, cepoводород, углекислый газ, которые интенсифицируют их коррозионную активность, что приводит к быстрому износу нефтепромыслового оборудования и трубопроводов и, следовательно, ко вторичному загрязнению сточных вод продуктами коррозии. В сточных водах содержится закисное железо — до 0,2 г/л, окисление которого приводит к образованию осадка и углекислого газа. Нефтепромысловые сточные воды могут быть заражены сульфатвосстанавливающими бактериями, поступающими с ливневыми водами, способствующими выпадению осадков карбоната кальция и сульфида железа. Наличие в сточной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов. Поэтому перед закачкой сточных вод в продуктивные или поглощающие пласты требуется их очистка. К сточным водам, закачиваемым в продуктивные или поглощающие горизонты, предъявляются определенные требования к содержанию в них нефти и механических примесей. Степень очистки сточных вод от этих примесей должна быть такой, чтоб сохранялась устойчивая приемистость нагнетательных или поглощающих скважин. Если помимо нефти и механических примесей в сточной воде присутствует сероводород, то перед закачкой необходимо его удалить или нейтрализовать, чтобы избежать сильной коррозии и предотвратить загрязнение сточной воды сульфидами железа — продуктом сероводородной коррозии оборудования и трубопроводов. Нормы качества сточной воды в продуктивные пласты приведены в таблице 1. В связи с тем, что к сточным водам предъявляются определенные требования по их качеству, на нефтяных месторождениях строятся очистные сооружения по подготовке сточных вод. Так как основной объем сточных вод получается на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, то эти пункты обычно дополняются сооружениями по подготовке сточных вод. Установки по очистке сточных вод подразделяются на открытые и закрытые. На некоторых установках по очистке сточных вод применяются комбинированные схемы очистки. Наиболее широко распространены на нефтяных месторождениях открытые схемы подготовки сточных вод. В открытых схемах сточные воды находятся в контакте с воздухом, в то время как в закрытых схемах процесс подготовки по всей технологической цепочке осуществляется без контакта сточной воды с кислородом воздуха, в результате чего в этих схемах отсутствуют условия для окисления закиси железа до окиси железа и выпадения ее в осадок. В систему подготовки сточных вод открытым способом обычно входят следующие сооружения: песколовки, нефтеловушки, пруды-отстойники, камеры для приема воды, фильтры, емкости для приема очищенной воды, иловые площадки, насосное оборудование и реагентное хозяйство. В последние годы все большее распространение находят закрытые схемы, как более экономичные. Очистка сточных вод в резервуарах с нефтяным слоем, напорные отстойники с гидрофобным фильтром, установки типа УОВ с применением коалесцирующих фильтров, ОГВ и другие. Требования к нефтяному газу В зависимости от условий применения попутного нефтяного газа предъявляются к нему соответствующие требования.При использовании газа в качестве горючего газа для получения тепла к нему предъявляются такие же требования, что и для природного, т.е по теплоте сгорания 9не менее 7600 ккал/м3), Массовой концентрации сероводорода (до 0,02 г/м3), массовой доле меркаптанов серы (до 0,036 г/м3), доли кислорода (не более 1 %), механических примесей (не более 0,001 г/м3).При сжигании на факелах (при содержании в газе более 60 % азота газ считается непромышленным) предъявляются требования по очистке от капельной нефти (не более 50 мг/м3).При рассеивании на свече должен отсутствовать сероводород и капельная нефть не выше, чем при сжигании на факеле. Типы нефтяных эмульсий. Точка инверсии. Условия образований водонефтяных эмульсий при добыче нефти. Экстремальные вязкости эмульсий. Способы предупреждения разрушения эмульсий. Эмульсия- дисперсная система, состоящая из 2-х взаимонерастворимых или малорастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой в виде капель. Жидкость которая находится в нефтяной эмульсии в диспергированном виде т.е виде капель наз-ся дисперсной фазой. Жидкость в объеме которой содержатся капельки другой жидкости наз-ся дисперсионной средой. Нефтяные эмульсии: 1. Первый тип – прямые эмульсии, когда капли нефти (неполярная жидкость), являются дисперсной фазой и распределены в воде (полярная жидкость) – дисперсионной среде. Такие эмульсии называются «нефть в воде» и обозначаются Н/В. 2. Второй тип – обратные эмульсии, когда капельки воды (полярная жидкость) – дисперсная фаза – размещены в нефти (неполярная жидкость), являющейся дисперсионной средой. Такие эмульсии называются «вода в нефти» и обозначаются В/Н. 3. Множественная эмульсия – это такая система, когда в сравнительно крупных каплях воды могут находиться мелкие глобулы нефти, или в крупных каплях нефти находятся мелкие глобулы воды. Дисперсная фаза сама является эмульсией, и может быть как прямого, так и обратного типа. Такие эмульсии обычно имеют повышенное содержание механических примесей. Они образуются в процессе деэмульсации нефти и очистки сточных вод на границе раздела фаз нефть-вода и составляют основу так называемых ловушечных (или амбарных) нефтей, чрезвычайно плохо разрушаемых известными методами. Поэтому в настоящее время актуальна разработка эффективных методов разрушения множественных нефтяных эмульсий. Главной характеристикой эмульсии яв-ся дисперсность – степень раздробленности дисп фазы в дисп среде. Мерой яв-ся удельная межфазная поверхность( отношение суммарной поверхности капелек к общему их объему). Важным показателем для неф эмульсий яв-ся их устойчивость т.е способность в течении опр времени не разделяться на нефть и воду. Связь устойчивости с дисперсностью d↓→D↑→S↑→Kt↑ С увеличением обводнённости до определённого значения вязкость эмульсии возрастает и достигает максимума при критической обводнённости, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении обводнённости вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение коэффициента обводнения называется точкой инверсии, при которой происходит обращение фаз, т.е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В. Значение точки инверсии для разных месторождений колеблется от 0,5 до 0,95 г. 37 38 Критическая концентрация воды Wкр называется точкой инверсии. В точке инверсии происходит обращение фаз и дисперсная фаза (вода) становится дисперсионной средой, а дисперсионная среда (нефть) – дисперсной фазой, т.е. эмульсия меняет свой тип с В/Н на тип Н/В. Способы разрушения нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы:- гравитационное холодное разделение (отстаивание); фильтрация;разделение в поле центробежных сил (центрифугирование); электрическое воздействие; термическое воздействие;внутритрубная деэмульсация; воздействие магнитного поля. |