Основные элементы систем нефтегазосбора.

Осушка газа жидкими сорбентами

 

 

Методы, предупреждающие испарение нефти.

Методы, уменьшающие испарение нефти.

Оценка потерь нефти и нефтепродуктов от испарения

Массовые потери УВ, выбрасыв-х в атмосферу из рез-ров:

       (кг)

V₀–объем ГВС, вышедшей из рез-ра за измеряемый промежуток времени при норм-х усл-х, м3

с – средняя концентрация УВ в ГВС, д.е.; ρ0 - плотность вышедших из рез-ра УВ (газа) при нормальных условиях, кг/м3

Определение инт-ти выделения газа и испарения нефти при заполнении рез-ра проводят также с учетом объема и концентрации УВ:

При хранении нефти в рез-ре интен-ть выделения газа и испарения нефти, вытесняемых в атмосферу:

Для опред-я потерь легких фракций от малых «дыханий» из обычных рез-ров польз-ся ф-лой (АНИ):

Годовые потери от испарения из рез-ра с плавающей крышей, м3/год:

Потери нефти или нефтеп-в от больших дыханий:

Потери продукта при опорожнении рез-ра из-за налипания на внутр. поверх-ть:

 

Нефтяные эмульсии делятся на 3 группы:

1) эмульсия 1-го рода (прямая, М/В)-неполяр. жид-ть

(нефть) в полярной воде. Она обр-ся в процессах разрушения обратных эмульсий при высоком содержании воды в продукции и при деэмульсации нефти. Стойкие эмульсии этого типа могут образовываться в процессе паротеплового воздействия на пласт.

2) эмульсии 2-го рода (обратная, В/М) эмульсия полярной жид-ти в неполяр. жид-ти (нефти). В ней содерж-е дисп. фазы (воды) в диспер. среде (нефти) может колебаться от следов до 90-95 %, такой тип эмульсии охватывает диапазон разбав-х и высококонц. эмульс-х сист-м, где в большей степени прояв-ся различие в факторах стабилиз-ции.

3) множественные эмульсии (в-н-в, н-в-н) – характеризуются повышенным содержанием ТВЧ, они накапливаются на границе раздела фаз в УПН.

Тип эмульсии опр-т по св-вам дисп. среды.

Основные физико-химические свойства.

1.Дисперсность – степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Она опр-ся св-вами эмульсии и хар-ся 3-мя величинами:

1) dk-диаметр капель; 2) дисперсность-D=1/d_k; 3) удельная межфазная повер-ть, т.е. отношение суммар. повер-ти капелек к общему их объему. Все эти величины взаимосвязаны:

S_уд=6/d_k=3/r_k

2. Вязкость нефтяных эмульсий-не аддитивное св-во, т.е.

 Динамическая вязкость эмульсии зависит от:

- вязкости саиой нефти;

- t-ры образования эмульсии;

- содержания воды в нефти;

- степени дисперсности или d капель дисп.ф. в дисп.с. (для эмульсий типа В/М).

3. Плотность эмульсий

 

Vн и Qв- соот-но расход нефти и воды, м3

ρэ, ρн, ρв-плотность эмульсии, нефти и воды, кг/м3

q- содержание воды и растворенных солей в эмульсии, масс. %

φ- объемная доля дисп.с.

q0- содержание чистой воды в эмульсии; х- сод-е раствор-х солей в воде,%.

4. Электрические свойства

Электродегидраторы

Электродегидратор (ЭДГ) применяют для глубокого обессоливания средних и тяжелых нефтей. Устанавливают его после блочных печей нагрева или других нагревателей и после отстойников. Расстояние между электродами 25-40 см, питаются они от 2-х трансформаторов мощностью по 50кВт.

ЭДГ сост-т из 3 зон:

1)водная подушка через кот. пропускают эмульсию. Она поддер-ся на 20-30 см выше раздаточного колл-ра

2)обезвоженная эмульсия двигаясь вертикально с небольшой скоростью подверг-ся обработке слабой напряж-ю (2 зона), м/у уровнем отстаявшейся воды и нижним электродом, а затем в зоне сильной напряж-ти, м/у обоими электродами. Производ-ть ЭДГ по товарной нефти: 2-5 до 8-11,5 тыс.т./сут.

-Под действием сил эл.поля происходит сближение капель на такое расст-е, когда начинают действовать межмол.силы притяж-я, достигающие при малых расст-х м/у каплями значит.величины.

Термохимическое возд-ие (каплеобразователи) Изготавливают из обрезков труб разных диаметров, располагаемых на опорах в горизонтальной плоскости. Диаметр труб возрастает от секции к секции в направлении движения жидкости. Состоит из 3-х секций: массообменная, предназначенная для разрушения «бронирующих» оболочек на каплях пластовой воды и укрупнения их за счет турбулентности потока; для коалесценции капель воды до более крупных размеров при снижении турбулентности потока; для возможности расслоения потока на нефть и воду за счет гравитационных сил.

Рис. 7. Автоматизированная установка сдачи товарной нефти типа ЛАКТ

Отбор пробы при непрерывных замерах должен быть пропорционален расходу. На этом принципе основана работа большинства применяемых пробоотборников. Пробоотборник, не обеспечивающий отбор истинной средней пробы, может быть причиной крупных ошибок в сдаче товарной нефти

 

 

Основные элементы систем нефтегазосбора.

1. Добывающие, нагнетательные, поглощающие, контрольные и другие виды скважин 2. Групповые замерные установки (ГУ). 3. Дозаторные установки. 4. Путевые нагреватели. 5. Сепаратор газа 6. Дожимные насосные станции 7. Установки подготовки нефти 8. Очистные сооружения по воде 9. Резервуарные парки 10. Компрессорные станции и системы улавливания паров нефти (УЛФ). 11. Блоки очистки газа от сероводорода. 12. Головные сооружения. 13. Система ППД,14 коммуникационные трубопроводы 15 мини-электростанции.

Требования:

1) низкая капитало- и материалоемкость объектов всех назначений;

2) миним.протяженность тр-дов, дорог, ЛЭП, вспомогательных коммуникаций; 3} миним кол-во и размеры технол.площадок, а также число аппаратов и др.оборудования на них;4) полная герметизация резервуарных парков, аппаратов низкого и высокого давления;5) высокая степень надежности и автоматизации управлением технол.процессами и оборудованием всех видов;6} максим.экологическая безопасность, исключающей попадание вредных веществ в атмосферу, почву, подземные воды и открытые водоемы;7) обеспечение эфф. сбора и обработки продукции скв на всех стадиях разработки н/г месторождений без сущ-х работ и затрат на реконструкцию, за счет выс.технологий и многофункциональных возможностей примен.обор-я;8) раздельного сбора безводной и обводненной нефти в варианте тр-дов «неравных тр-дов», сущ-но сокращающего объемы подготовки нефти;9) рассредоточение процессов подготовки продукции скв, предварительный сброс воды, обезвоживание нефти и обессоливание;10) нейтрализация сероводорода продукции скв одних горизонтов(полной или частичной) ионами железа, содержащимися в водах других горизонтов;11) обеспечение предвар.сброса качественных попутных вод на скв, групповых установках и ДНС, максимально приближенных к объектам системы ППД;12) глубокой очистки сточных др.типов вод по каскадной технологии, извлечение из нее ценных в-в типа брома, йода, солей и т.д.;13) ППД путем адресной закачки нужного объема воды под необходимым давлением и требуемого качества;14) совмещение процессов транспортирования и передачи продукции скв в функцион.аппараты с уже завершенными технологическими операциями по эфф. формированию зародыше пузырьков газа,их росту.

 

2. Унифицированная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды института Гипровостокнефть и ВНИИСПТнефть.

Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды разработаны институтами Гипровостокнефть и ВНИИСПТнефть на основании анализа и обощения последних достижений и научных исследований в этой области, выполненных институтами отрасли.

в связи с разнообразными условиями размещения и разработки мест-й, их энергетических возможностей, ф/х свойств продукции скв, а также особых условий отдельных нефтедобывающих районов возможно применение насосов для транспортирования газонасыщенной нефти и бескомпрессорного транспортирования газа 1ступени сепарации на центральный нефтесборный пункт.

1-скважина; 2-группо­вая замерная установка (спутник); 3- блок подачи реагента; 4-сепаратор I ступени; 5-емкость предваритель­ного сброса воды; 6-печь; 7- каплеобразователь; 8-отстойнойник; 9-смеситель; 10- электродегидра­тор;11-сепаратор горячей ступени; 12-насос; 13- установка подготовки газа; 14- узел учета товар­ной нефти; 15- узел качества; 16-резервуар товарной нефти; 17-резервуар некондиционной нефти; 18- резервуар пластовой воды; 19- узел замера расхода воды; 19 – узел замера расхода воды; 20 – блок дегазатора с насосом; 21- блок приема и откачки стоков; 22- емкость шламона­копитель; 23-мультигидроциклон; 24-блок приема и откачки уловленной нефти; 25-блок очистки; 26- блок подачи ингибитора; 27 – септик.При выборе варианта технологичекой схемы сбора учитывают:- энергетические возможности месторождения в основной период его разработки;-способ эксплуатации скв; -ф/х св-ва нефти и водонефтяной эмульсии; -рельеф местности, который характеризуется суммой геодезических подъемов на 1 км трассы.
Продукция со скважин поступает на ГЗУ, где непосредственно после замера добавляется реагент и так же перед сепаратором 1 ступени так же добавляется реагент для лучшего разделения фаз, жидкость поступает в сепаратор 1 ступени где идет основное отделение газа, газ отправляется на УПГ, далее жидкость поступает в емкость предварительного сброса воды где идет отделение воды, после этого отправляется в печь для разрушения эмульсии, проходит каплеоьразователь где капельки воды укрупняются, после этого поступает в отстойник где идет отделение воды и газа, далее после смесителя проходит в электро. для обессоливания и обезвоживания, после чего отправл в сепаратор горячей ступени где происходит отделен газа, а смесь проходит в резервуар товарной нефти после чего проходит в узел качества товарной нефти, если качество нефти соответствует ГОСТу то нефто уходит по магистр.трубопров, если нет то идет в некондецион резер.откуда насосом откачивается в трубопровод перед печью и проходит все процессы еще раз.Вода проходит на блок очистки где добавляется ингибитор и септик и идет в резервуар пластовой воды откуда насосом откачивается на замер воды и поступает на КНС, пленка нефти которая образует в резер плалст воды идет в блок приема и откач.улов.нефти так же и от блока отчистки капли нефти поступают в блок приема и откач.улов.нефти, откуда отправл. в резер неконд.нефти.Шлам который образуется в емкости предваритель­ного сброса воды в некондец. резер. с мультигидроциклона отправляется в шламонакопит.

 

 

3.Принципиальные схемы подготовки сернистых и девонских нефтей института ТатНИПИнефть и ОАО «Татнефть».

Принципиальные совмещенные схемы подготовки сернистых и девонских нефтей.

1- скважина; 2-реагент; 3-ГЗУ; 4- технологический трубопровод; 5-КДФ; 6- сепаратор-УПС; 7-насос; 8-линейный каплеобразователь; 9- УПС; 10-печь; 11-секционный каплеобразователь; 12,15-отстой­ник (электродегидратор); 13-пресная вода; 14-смеситель; 16-технологический резервуар (бу­лит); 17-гидр.фильтр,18-труб.аппар.19-блок стабилизац.

Основными отличительными технологическими и техническими элементами являются:1. Подача демульгатора 2 на начальных участках сборных трубопроводов, разрушение эмуль­сии на 70-80% путем увеличения техно­логического времени до 120 и более минут и доведение размера глобул пластовой воды перед установками предварительного сброса пластовых вод (УПС) до 100-200 мкм.2. Монтаж перед УПС в условиях дожимной насосной станции (ДНС) или установки подго­товки нефти (УПН) концевых делителей фаз (КДФ) 5 для расслоения газированного потока эмульсии на нефть, газ и воду.3. Применение линейных и секционных каплеоб­разоватедей 8, 11 перед отстойниками 9, 12 и 15.

4. Безштуцерный ввод расслоенного потока в отстойные аппараты 9, 12, 15.

5. Возврат опресненной воды после отстойных аппаратов 15 на прием насоса

6. Возврат дренажной воды после аппаратов 12 на прием УПС перед КДФ 5.

7. Применение регулируемых смесителей 14 для подачи пресной воды 13.

8. Монтаж в аппаратах 9, 12, 15 внутренних лучевых распределительных устройств, исклю­чающих накопление стойких промежуточных слоев.

9. Монтаж на очистных сооружениях трубчатых аппаратов 16 позволяющих использовать для глубокой очистки воды поверхностные и флота­ционные эффекты.

10. Использование резервуаров 9 и 17 в качестве гидрофильных и гидрофобных фильтров путем монтажа соответствующих внутренних уст­ройств. 11. Порционный ввод пресной воды 13 (не менее чем в двух точках).

12. Использование трубопроводов между аппара­тами 15, 19 в качестве технологических для разрушения малодисперсной эмульсии.

13. Монтаж системы улавливания легких фрак­ций (УЛФ) в резервуарах 6, 9 и 19.

14. Рециркуляция газа второй ступени на I ступень сепарации.

Из скважины продукция поступает на ГЗУ где перед и после дозируется реагентом проходит через каплеобразов. для укрупления капель воды для более лучшего отделения далее продукция проходит через кдф где идет отделение воды и проходит в сепаратор где идет отделение газа, и газ уходит на КС. Далее продукция отправл.в печь для лучшего разделен. фаз и проходит через секцион.каплеоб. далее проходит в отстойникгде идет отделен.воды и после отстой.добавля. пресная вода проходит через смеситель линейн.каплеобр. идет в отстойю дозирует. пресн. водой после проходит через технол. трубопро. проходит трубчатый аппар. и нефть уходит на головн. соор.

 

 

4.Классификация и условные обозначения нефтей. ГОСТ Р 51858—2002.

При оценке качества нефть подразделяют на классы, типы, группы и виды.

1)в зависимости от масс.доли серы нефть подразделяют на классы 1-4:

1-малосернистая до 0,6;2-сернистая 0,61 – 1,8; 3-высокосернистая 1,81-3,5;4-особо высокосернистая свыше3,5.

2) в зависимости от плотности на 5 типов: 0- особо легкая (750-830)

1-легкая (830,1-850)2- средняя(850,1-870)3-тяжелая(870,1-895) 4-битуминозная(895,1-1000).

3) по степени подготовки нефти подразделяют на группы:

Наименование показателя	Норма для нефти группы
	1	2	3
1 Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0
2 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	100	300	900
3 Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66,7 (500)
5 Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 2040С, млн.-1 (ррm), не более	10	10	10

 

  4) По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на виды 1 - 3

 

Наименование показателя	Норма для нефти вида
	1	2
1. Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ррт), не более	20	100
2. Массовая доля метил- и этилмеркоптанов в сумме, млн.-1 (ррт), не более	40	100

 

 

Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс "э". Структура условного обозначения нефти: