Вопросы к экзамену 2017. Составом парафины (1075%), асфальтены
 Скачать 87.84 Kb.
|
|
Состав парафиновых отложений Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. Парафиновые отложения характеризуются следующим составом: парафины (10-75%), асфальтены (2-5%), смолы (11-30%), связанная нефть (до 60 %), мех. примеси (1-5 %). Системы сбора продукции скважин Западной Сибири В этих системах нашли применение комплексные сборные пункты (КСП) на которых происходит частичная подготовка нефти и ее откачка на ЦСП, называемый еще центральным пунктом подготовки нефти (ЦППН). Сепарация газа осуществляется в две-три ступени. Сепарация I ступени происходит при давлении 0,4—0,8 МПа перед ДНС или КСП, а газ поступает на ГПЗ, удаленный на расстоянии 100 км и более. В обводненную продукцию на КСП вводят деэмульгатор. В зависимости от того, какие технологические процессы ведут на КСП, выделяют три варианта систем. Температурный режим трубопроводов системы промыслового сбора нефти Как известно, на процесс выпадения парафина из раствора преобладающее влияние оказывает снижение температуры потока, происходящее вследствие отдачи тепла в окружающую среду и разгазирования нефти по длине подъемных труб. Проведенными исследованиями установлено, что в общем, температурном балансе доля охлаждения потока при разгазировании составляет в среднем 23 – 37 %, т. е. основная доля тепла теряется потоком за счет теплоотдачи в окружающую среду. Это в основном происходит в выкидных линиях при движении газонефтяного потока от устья скважины до пунктов сбора нефти. На характер парафинизации сборных трубопроводов при совместном транспорте нефтегазовых смесей в основном действует распределение температуры по длине участка от устья скважины до пунктов сбора нефти. Потери тепла в выкидных линиях могут различно влиять на распределение и интенсивность парафиновых отложений по длине: чем больше температурный перепад на единицу длины трубопровода, тем больше интенсивность отложений парафина, но при этом зона парафинизации сокращается. Другими словами, чем раньше наступит температурная стабилизация потока, тем меньше участок парафинизации. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции. Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды. Элемент 3. ДНС—газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации. Элемент 4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)». Элемент 5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества. Элемент 6. УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт. Элемент 7. УКПН – установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к. одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка. Элемент 8. Установка подготовки воды – КНС. Вся водная фаза ( как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции. Элемент 9. КНС – нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт. Способы защиты трубопроводов от внутренней коррозии Ингибиторы, защитные покрытия, коррозионностойкие трубы Установки для измерения дебитов при групповом сборе Существуют различные типы групповых измерительных установок -- «Спутник-А», «Спутник-Б» и «Спутник-BMP» «Спутник А». Предназначена для автоматического измерения дебита скважин, подключенных к групповой установке, для контроля за работой скважин и автоматического отключения их при аварийном состоянии на групповой установке. Установку применяют при однотрубной системе сбора на нефтепромыслах, когда температура окружающей среды низкая. Автоматизированная установка «Спутник-Б» в отличие от рассмотренной установки «Спутник-А» предназначена не только для измерения дебита жидкости, но также для определения содержания воды и газа в продукции скважин. Конструкцией предусмотрены устройства для подачи деэмульгаторов в нефтяной поток. Автоматизированная установка «СпутникВМР-40-14/400» предназначена для автоматического измерения и регистрации производительности каждой из 14 подключенных нефтяных скважин, а также вычисления суммарного их суточного дебита. Теоретические основы электрохимической коррозии металлов Электрохимическая коррозия возникает в результате работы множества макро- или микрогальванопар в металле, соприкасающемся с электролитом. Причины возникновения гальванических пар в металлах: Соприкосновение двух разнородных металлов; Наличие в металле примесей; Наличие участков с различным кристаллическим строением; Образование пор в окисной пленке; Наличие участков с различной механической нагрузкой; Наличие участков с неравномерным доступом активных компонентов внешней среды, например, воздуха, И таким образом, образуются гальванические элементы, микропары, то есть образуются анодные и катодные участки. Анодом является металл с более высоким отрицательным потенциалом, катодомявляется металл с меньшим потенциалом. Между ними возникает электрический ток. Сепарация нефти от газа В процессе подъема нефти из пласта и транспорта ее до ЦППН постепенно снижается давление, и газ выделяется из нефти. Объем газа по мере снижения давления увеличивается, и поток нефти будет двухфазным или нефтегазовым. В случае расслоения воды и нефти поток может быть трёхфазным. Объём газа при нормальных условиях обычно в несколько десятков раз больше объёма жидкости, поэтому совместный транспорт нефти и газа осуществляют под давлением на экономически целесообразные расстояния (до ДНС), а затем выделившийся при данных условиях газ отделяют и транспортируют отдельно. Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором это происходит, называется нефтегазовым сепаратором, или двухфазным сепаратором. Если в сепараторе производится ещё и отделение пластовой воды – это трёхфазный сепаратор. Все групповые замерные установки (ГЗУ) оснащены нефтегазовыми сепараторами с целью раздельного измерения дебита по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются в один поток и под собственным давлением поступают на ДНС. Защита трубопроводов от внешней коррозии Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наружной поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуждающих электрических токов, которая осуществляется с помощью противокоррозионных диэлектрических покрытий, обладающих водонепроницаемостью, прочным сцеплением с металлом, механической прочностью. Для изоляции промысловых трубопроводов применяют покрытие на битумной основе и на основе полимеров. Активные способы защиты трубопроводов от наружной коррозии предусматривают создание такого электрического тока, в котором весь металл трубопровода, несмотря на неоднородность его включений, становится катодом, а анодом является дополнительно размещенный в грунте металл. Существуют два вида активной защиты трубопроводов от наружной коррозии — протекторная и катодная. При протекторной защите рядом с трубопроводом размещают более активный металл (протектор), который соединяют с трубопроводом изолированным проводником. Протекторы изготовляют из цинка, алюминия или магниевых сплавов. При катодной защите с помощью источника постоянного тока (катодной станции) (рис.35). создают разность потенциалов между трубопроводом и размещенными рядом с трубопроводом кусками металла (обычно обрезки старых труб, металлолом) так, что на трубопровод подается отрицательный заряд, а на куски металла -— положительный. Таким образом, дополнительно размещаемый в грунте металл как в протекторной, так и в катодной защите, является анодом и подвергается разрушению, а наружная коррозия трубопровода не происходит. Предварительный сброс пластовой воды УПСВ Причины и механизм образования парафиновых осложнений в трубопроводах. Необходимыми условиями образования отложений являются: 1) снижение температуры потока нефти до значений, при которых возможно выделение из нефти твердых парафинов. Необходимые температурные условия возникают прежде всего на внутренней стенке трубы; 2) перепад температур: с увеличением разницы между температурами окружающей среды и потока нефти количество отлагающегося парафина пропорционально возрастает; 3) давление и газовый фактор: при давлениях выше давления насыщения температура начала выпадения парафинов возрастает с увеличением давления. Если давление ниже давления насыщения, то при снижении давления наблюдается рост температуры начала кристаллизации, что объясняется увеличением объема выделяющегося газа, который существенно влияет на растворимость парафина в нефти и понижение температуры нефтегазового потока Классификация трубопроводов По роду транспортируемого вещества По материалу По условному давлению По температуре По степени агрессивности По месторасположению По степени воздействия на организм человека. По пожарной опасности Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений Тоже самое что и 11 Увеличение пропускной способности трубопровода Распространенными способами увеличения пропускной способности являются: очистка трубопроводов, сооружение дополнительных насосных станций, установка насосных агрегатов, установка вставок большего диаметра, строительство лупингов и использование противотурбулентных присадок. Химические методы борьбы с отложениями парафина Химические методы борьбы с отложениями парафина развиваются и создаются по двум основным направлениям: удаление смолопарафиновых отложений с помощью органических растворителей и водных растворов различных композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ); предотвращение отложения парафина применением химпродуктов, ингибирующих процесс формирования смолопарафиновых отложений. Структуры газожидкостного потока в горизонтальных и наклонных трубопроводах  Предотвращение отложений парафина с помощью магнитного поля Центрами кристаллизации парафинов могут служить примеси железа, которые содержатся в попутной воде и в нефти в концентрациях от 10 до 500 г/т. Эти примеси сформированы, в основном, ферромагнитными микрокристаллами окислов железа. Нефтеводогазовая смесь, поступающая в скважину, содержит в своем составе агрегаты природных ферромагнитных микрокристаллов железа (ФМЖ). При прохождении нефтегазоводяной смеси через область специально сформированного магнитного поля происходит разрушение агрегатов ФМЖ (в идеальном случае - на отдельные частицы). На частицах ФМЖ происходит отложение и рост кристаллов парафинов. Газопроводы для сбора нефтяного газа При самотечной системе сбора с индивидуальным замерно-сепарационным оборудованием газовые линии берут свое начало у сепараторов, т.е. у устьев скважин. При герметизированной напорной системе нефтегазосбора начало газовых линий перемещается к групповым замерным установкам, или к ДНС, или к установкам подготовки нефти и протяженность газовых линий на месторождениях резко сокращается. По назначению газопроводы подразделяются на: подводящие газопроводы , сборные коллекторы и нагнетательные газопроводы. Осложнения за счет выпадения солей Эти отложения, возникающие при изменении определенных термодинамических и физико-технических условий, вызывают снижение надежности оборудования и уменьшение производительности. Образование отложений неорганических солей на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования имеет место при добыче обводненной нефти в процессе разработки месторождения Технологические схемы процессов обезвоживания и обессоливания нефти Рассказать про сам процесс Образование жидкостных и гидратных пробок в газопроводах Наличие в нефтяном газе капельной влаги, сероводорода, диоксида углерода, конденсирующихся углеводородов отрицательно влияет на состояние оборудования и трубопроводов, вызывает осложнения при транспорте газа и часто делает невозможным использование газа без специальной предварительной подготовки. Так, капельная влага образует с углеводородами гидраты, которые снижают пропускную способность или полностью закупоривают газопроводы. Конденсирующиеся углеводороды могут создать в газопроводе жидкостные пробки. Сероводород и диоксид углерода вызывают коррозию оборудования, арматуры и труб. Поэтому требуется такая обработка газа, после которой не происходило бы конденсации воды и углеводородов при давлениях и температурах, соответствующих режиму работы газопровода. Технологические схемы стабилизации нефти Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию. При горячей, или вакуумной, сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропан-бутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть Газовые гидраты: структура, состав, свойства Газовые гидраты – это твердые растворы, растворителем которых является кристаллическая решетка состоящая из молекул воды. Внутри воды размещаются молекулы «растворенного газа», размеры которых определяют возможность образования гидратов только из метана, этана, пропана и изобутана. Для образования газовых гидратов необходимы низкие температуры и давления, сочетания которых возможно в пластовых условиях лишь в районах развития мощной толщи многолетней мерзлоты. Оборудование установок стабилизации нефти Про установку Условия образования газовых гидратов Для образования газовых гидратов необходимы низкие температуры и давления, сочетания которых возможно в пластовых условиях лишь в районах развития мощной толщи многолетней мерзлоты. Требования к воде, закачиваемой в пласт К пластовым сточным водам, подлежащим закачке в продуктивные пласты, предъявляются следующие требования: стабильность химического состава закачиваемой воды; повышенная нефтевымывающая способность; вода не должна вызывать быстрого снижения приемистости нагнетательных скважин; не должна быть коррозийно активной; Затраты на очистки и подготовку воды должны быть минимальными Предупреждение образования и ликвидация гидратов Подогрев газа Понижение температуры точки росы газа Технологические схемы установок по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов Установки по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов подразделяются на открытые и закрытые. Сточные воды I в установке по подготовке сточных вод открытого типа (рис.1), поступающие с установки подготовки нефти, направляются в песколовку 1, где осаждаются крупные механические примеси. Из песколовки сточная вода самотеком поступает в нефтеловушку 3, которая служит для отделения от воды основной массы нефти и механических примесей Внутренняя коррозия трубопроводов Тоже самое что и 5 вопрос Отбензинивание нефтяного газа Отбензиниванием газов называется отделение от них тяжелых углеводородов методами компримирования, абсорбции, адсорбции и глубокого охлаждения Методы разрушения нефтяных эмульсий Существует несколько методов деэмульгирования (разрушения) нефтяных эмульсий типа вода в нефти. К основным относятся: 2) гравитационный метод или холодный отстой; 3) термохимический метод; 4) термоэлектрохимический метод; 5) фильтрация; 6) центрифугирование Очистка газа от сероводорода и углекислоты Для извлечения H2S и СО2 из нефтяного газа обычно применяют моноэтаноламин, что объясняется в основном его низкой стоимостью, высокой реакционной способностью, стабильностью, легкостью регенерации. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий Дисперность, вязкость, плотность, электрические свойства, устойчивость эмульсий и их старение Объемные расходомеры Принцип действ. основан на отсчёте кол-ва определённых объемов, вытесняемых из измерительной камеры прибора под действием разности давлений на счётчике. По характеру движения: счетчики с возвратно-поступательным движением (поршневые) и счетчики с вращательным движением (с овальными шестернями, ротационные) Причины образования водонефтяных эмульсий нефтяные эмульсии могут образовываться только при затратах энергии: энергии расширения газа; механической энергии; энергии силы тяжести. Также зависит от способа добычи нефти Турбинные расходомеры Турбинный расходомер предназначен для определения расхода жидкости в трубопроводе. На рис.6 представлен вид турбинного расходомера. Принцип действия расходомера основан на измерении скорости потока жидкости при помощи легкой крыльчатки, установленной на пути движения жидкости Водонефтяные эмульсии Вода и нефть, взаимно нерастворимы (лиофобны) и при интенсивном перемешивании образуют водонефтяную дисперсную смесь (эмульсию «вода в нефти»). Образуется такая эмульсия за счет турбулизации водонефтяной смеси при движении ее по стволу скважины, через задвижки и штуцеры и по трубопроводам от скважины до узла подготовки нефти. Ультразвуковые расходомеры Ультразвуковой метод измерения расхода основан на зависимости скорости ультразвука относительно трубы от скорости потока. Основные трудности использования ультразвукового метода связаны с тем, что, во-первых, скорость звука в среде зависит от ее физико-химических свойств, температуры, давления и, во-вторых, она значительно больше скорости среды, так что действительная скорость ультразвука в движущейся среде мало отличается от скорости в среде неподвижной. Эти обстоятельства обусловливают необходимость применения специальных методов компенсации погрешностей, что сильно усложняет измерительные схемы Нефть как дисперсная система Нефти содержат твердые углеводородные частицы, построенные из молекул н-парафинов, высокомолекулярных ароматических или нафтеновых углеводородов. Эти частицы составляют дисперсную фазу в нефти, а сама жидкая часть нефти составляет дисперсионную среду. При нагревании нефти как дисперсной системы в ней меняется структура твердых частиц и это может влиять на свойства нефтяной дисперсной системы. При нагревании твердых н-парафиновых углеводородов с числом атомов С в молекуле от 16 до 24 и выше в них проявляется от одной до пяти модификаций Приборы для измерения расхода в единицах массы Расходомеры переменного перепада давления – основаны на измерении перепада давления, который образуется в результате местного изменения скорости потока жидкости, газа или пара. Расходомеры данного вида включают в себя три отдельные части: преобразователь расхода, создающий перепад давления в зависимости от расхода (сужающее устройство); соединительное устройство, передающее перепад давления от преобразователя к измерительному прибору; дифференциальный манометр, измеряющий перепад давления, образованный преобразователем расхода и градуированный в единицах расхода. Стандартные сужающие устройства подразделяются на три типа: нормальная диафрагма, нормальное сопло и труба(сопло) Вентури. Расходомеры постоянного перепада давления (расходомеры обтекания)– основаны на уравновешивании обтекаемого тела потоком измеряемого вещества. Формы обтекаемых тел различны: поплавок, поршень, шар, диск, крыло и т.п. По конструктивным особенностям эти расходомеры подразделяются на ротаметры, поршневые и поплавковые расходомеры. Электромагнитные расходомеры – основаны на законе электромагнитной индукции, согласно которому в проводнике, движущемся в магнитном поле, будет наводиться э. д. с, пропорциональная скорости движения проводника. В электромагнитных расходомерах роль проводника выполняет электропроводная жидкость, протекающая по трубопроводу и пересекающая магнитное поле электромагнита. При этом в жидкости будет наводиться э. д. с. U, пропорциональная скорости ее движения, т. е. расходу жидкости. Выходной сигнал такого первичного преобразователя снимается двумя изолированными электродами, установленными в стенке трубопровода. Ультразвуковые расходомеры – основаны на сложении скорости распространения ультразвука в жидкости и скорости самого потока жидкости. Излучатель и приемник ультразвуковых импульсов расходомера располагают на торцах измерительного участка трубопровода. Электронный блок содержит генератор импульсов и измеритель времени прохождения импульсом расстояния между излучателем и приемником. Тахометрические расходомеры – основаны на преобразовании скорости потока в угловую скорость вращения обтекаемого элемента. Подразделяются на турбинные, шариковые и камерные. Расходомеры переменного уровня – основаны на зависимости уровня жидкости в сосуде от расхода при свободном истечении ее через калиброванное отверстие (щель) в дне или боковой стенке. Профиль и диаметр отверстия рассчитываются таким образом, чтобы указанная зависимость была линейной. Тепловые расходомеры – основаны на использовании зависимости эффекта теплового воздействия на поток вещества от массового расхода этого вещества. Вихревые расходомеры – основаны на зависимости от расхода частоты колебаний давления среды, возникающих в потоке в процессе вихреобразования. |