- •Л.В.Шишмина сбор и подготовка продукции нефтяных скважин
- •IV курс
- •Содержание
- •Введение
- •Водонефтяные эмульсии. Образование. Устойчивость. Физико-химические свойства. Методы разрушения
- •1.1. Причины образования водонефтяных эмульсий
- •Поверхностное натяжение
- •Типы эмульсий
- •1.2. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
- •Факторы, влияющие на устойчивость эмульсий
- •Старение эмульсий
- •1.3. Методы разрушения нефтяных эмульсий
- •Химические методы
- •Деэмульгирование под действием электрического поля
- •Факторы, влияющие на отстой в электрическом поле
- •Электродегидратор
- •Механические методы
- •Отстаивание
- •Центрифугирование
- •Фильтрация
- •2 Сбор и внутрипромысловый транспорт скважинной продукции
- •2.1. Системы сбора и транспорта нефти и газа
- •Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к комплексному сборному пункту (ксп).
- •2.2. Системы сбора продукции скважин в западной сибири
- •2.3. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды
- •2.4 Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды
- •3. Установки для измерения продукции скважин
- •4. Предварительное разделение продукции скважин
- •4.1. Сепарация нефти от газа
- •Назначение, классификация и конструкции сепараторов
- •Принципиальное устройство сепараторов
- •Расчет гравитационного сепаратора на пропускную способность по газу и жидкости Расчет количества газа, выделившегося по ступеням сепарации
- •Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу
- •Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкости
- •Расчет горизонтального сепаратора по газу
- •Эффективность процесса сепарации нефти от газа
- •Оптимальное давление и число ступеней сепарации нефти
- •4.2. Расчеты фазовых равновесий нефти и газа
- •4.3. Предварительный сброс пластовой воды
- •Разрушение эмульсий
- •Аппараты для предварительного сброса воды
- •5 Технологические расчеты промысловых трубопроводов
- •5.1. Классификации трубопроводов
- •Основные принципы проектирования трубопроводов
- •5.2 Гидравлический расчет простых напорных трубопроводов
- •Определение потерь напора на трение
- •Из (5.11) следует, что
- •Если учесть, что
- •Определение потерь напора на местные сопротивления
- •5.3. Графоаналитический способ решения задач
- •5.4 Гидравлические расчеты сложных трубопроводов
- •Гидравлический расчет трубопровода I категории
- •Гидравлический расчет трубопровода II категории
- •Гидравлический расчет трубопровода III категории
- •5.5. Увеличение пропускной способности трубопровода
- •5.6 Расчет оптимального диаметра трубопровода
- •5.7. Расчет трубопроводов при неизотермическом движении однофазной жидкости
- •5.8. Структуры газожидкостного потока в горизонтальных и наклонных трубопроводах
- •5.9. Газопроводы для сбора нефтяного газа
- •5.10 Расчет простого газопровода
- •Гидравлический расчет
- •Изменение температуры газа по длине газопровода
- •Изменение давления по длине газопровода
- •5.11 Расчет сложного газопровода
- •6 Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов
- •6.1. Внутренняя коррозия трубопроводов
- •6.1.1. Теоретические основы электрохимической коррозии металлов
- •Факторы коррозионного разрушения трубопроводов
- •1. Температура и рН воды
- •Минерализация воды
- •6.1.2 Способы защиты трубопроводов от внутренней коррозии
- •Механические способы защиты
- •Технологическая защита трубопроводов
- •Химическая защита трубопроводов
- •6.1.3. Особенности внутренней коррозии трубопроводов в условиях западной сибири
- •6.2. Защита трубопроводов от внешней коррозии
- •6.3. Причины и механизм образования парафиновых отложений в трубопроводах
- •6.3.1. Состав парафиновых отложений
- •6.3.2. Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений
- •Также имеет значение:
- •6.3.3. Температурный режим трубопроводов системы промыслового сбора нефти
- •6.3.4. Химические методы борьбы с отложениями парафина
- •6.3.5. Предотвращение отложений парафина с помощью магнитного поля
- •6 Рис.6.7. Схема установки магнитоактиватора на трубопроводе 1-магнитоактиватор; 2,3-задвижки; 4-устройство с образцами-свидетелями; 5-трубопровод .4. Осложнения за счет выпадения солей
- •Методы борьбы с отложениями солей
- •6.5. Образование жидкостных и гидратных пробок в газопроводах
- •6.5.1. Газовые гидраты: структура, состав, свойства
- •Элементарные ячейки гидрата: а — структуры I, б — структуры II
- •6.5.2. Условия образования газовых гидратов
- •6.5.3. Определение места образования гидратов
- •6.5.4. Предупреждение образования и ликвидация гидратов
- •7. Подготовка нефти на промыслах
- •7.1. Технологические схемы процессов обезвоживания и обессоливания нефти
- •7.2. Технологические схемы стабилизации нефти
- •7.3. Оборудование установок стабилизации нефти
- •8. Подготовка воды для системы поддержания пластового давления.
- •8.1. Требования к воде, закачиваемой в пласт
- •8.2. Технологические схемы установок по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов
- •Техническая характеристика коалесцирующего фильтра-отстойника типа фж-2973
- •9. Процессы подготовки нефтяного газа. Технологические схемы
- •9.1 Способы осушки нефтяного газа
- •9.2. Отбензинивание нефтяного газа
- •Выделение из нефтяного газа пропан-бутанов на абсорбционных установках
- •Компрессионный способ извлечения жидких углеводородов из нефтяного газа
- •9.3. Осушка газа жидкими сорбентами
- •9.4. Очистка газа от сероводорода и углекислоты Аминовая очистка газа
- •Очистка гидроокисью железа
- •9.5 Типовые схемы установок подготовки нефтяных газов
- •Список использованной литературы
6.5.4. Предупреждение образования и ликвидация гидратов
Для предупреждения образования гидратов можно применять следующие способы.
1. Подогрев газа. Если кривая 2 займет положение 2l (рис. 6.17), то на всем протяжении газопровода температура газа будет выше температуры точки росы и, следовательно, свободная вода выпадать не будет, т. е. не будет условий для образования гидратов.
2. Понижение температуры точки росы газа.
Если кривая 3 займет положение З1 (рис.6.17), то на всем протяжении газопровода температуры точки росы газа будут ниже его температуры и, значит, капельная вода выделяться не будет. В этих условиях гидраты образоваться не смогут. Понизить температуру точки росы газа возможно следующими способами:
а) уменьшением давления при транспорте газа (при этом наряду с понижением температур точек росы снижается также, температура начала образования гидратов);
б) нейтрализацией воды, выпадающей в жидком виде;
в) уменьшением содержания влаги в газе (осушка).
3. Уменьшение плотности газа извлечением из него тяжелых углеводородов (С3+В). При этом увеличивается давление и снижается температура, при которых начинают образовываться гидраты.
Подогрев газа в некоторых случаях используют как для предупреждения образования гидратов, так и для ликвидации гидратных пробок.
Уменьшение давления при транспорте газа обычно используется только для ликвидации гидратных пробок, но не как средство предупреждения образования гидратов, потому что это связано с одновременным уменьшением пропускной способности газопровода.
Для понижения точки росы газа нейтрализацией выпадающей воды в поток газа вводят ингибиторы (гликоли, метанол, раствор хлористого кальция, аммиак, ацетон и др.). В России для этих целей применяется в основном метанол (метиловый спирт). Обычно используют водный раствор метанола.
На предприятиях нефтяной промышленности установлен порядок определения потребного объема метанола на обработку газа исходя из расчетных норм расхода.
Норма расхода метанола определяется по формуле:
кг / 1 млн. м3 (6.38)
где W1, W2 — влажность газа соответственно в начале и в конце участка, на котором образуются гидраты, кг/1000 м3;
С1 — концентрация вводимого метанола, масс. %;
С2 — концентрация отработанного метанола в воде в конце участка, на котором образуются гидраты, масс. %;
α - коэффициент, характеризующий отношение содержания метанола в газе к концентрации метанола в воде в конце участка, на котором образуются гидраты.
В
Рис.6.18.
Концентрация метанола в воде в зависимости
от снижения равновесной температуры
гидратообразования Δt.
Для определения концентрации отработанного метанола надо предварительно установить снижение равновесной температуры, необходимое для предотвращения гидратообразования, по формуле
(6.39)
где t1 — равновесная температура гидратообразования, °С;
t2 — температура газа в конце участка, на котором образуются гидраты, °С.
Равновесная температура гидратообразования определяется по константам равновесия системы газ—твердый гидрат или по рис.6.16 (в зависимости от плотности газа).
По известной Δt находят С2, пользуясь графиком, приведенным на рис.6.18.
Коэффициент α определяют по специальной номограмме для абсолютного давления P2 и температуры t2 в конце участка, на котором образуются гидраты. При P2 = 1 МПа и ниже произведение С2 * α можно приравнять нулю.