
- •1.Основные элементы систем нефтегазосбора. Требования к промысловым системам нефтегазосбора и подготовки.
- •2. Унифицированная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды института Гипровостокнефть и внииспТнефть.
- •3.Принципиальные схемы подготовки сернистых и девонских нефтей института ТатНипИнефть и оао «Татнефть».
- •4.Классификация и условные обозначения нефтей. Гост р 51858—2002.
- •3) По степени подготовки нефти подразделяют на группы:
- •5.Современные методы измерения продукции скважин (Спутник-а, Спутник–б, Спутник-в, расходомеры, влагомер, диафрагмы).
- •6. Классификация промысловых трубопроводов. Гидравлический расчет простых трубопроводов.
- •7. Классификация промысловых трубопроводов. Гидравлический расчет сложных трубопроводов. Расчет сборного и раздаточного коллекторов.
- •8.Неизотермическое течение жидкостей в трубопроводе. Расчет трубопроводов при неизотермическом течении жидкости
- •9.Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих вязкопластичные жидкости.
- •10.Гидравлический расчет трубопроводов для нефтяных эмульсий
- •11. Классификация, разновидности конструкций, основные элементы сепараторов. Сравнительная характеристика сепараторов различных типов
- •12.Критерии качества сепарации. Определение критического размера пузырьков газа в турбулентном потоке(формула Меведева в.Ф.)
- •13.Расчет количества газа, выделяемого из нефти по коэффициенту растворимости.
- •15.Определение пропускной способности и диаметра нефтегазовых сепараторов. Расчет гравитационных сепараторов по жидкости.
- •14.Определение пропускной способности и диаметра нефтегазовых сепараторов. Расчет гравитационных сепараторов по газу.
- •16.Определение пропускной способности и диаметра нефтегазовых сепараторов. Расчет циклонных сепараторов.
- •17.Определение пропускной способности и диаметра нефтегазовых сепараторов. Расчет насадочных сепараторов.
- •19. Основные функции концевого делителя фаз (rla)/ определение длины и диаметра.
- •20. Методы стабилизации нефти
- •21. Основные методы сокращения потерь углеводородов в атмосферу
- •3. Гус (газоуравнительная система).
- •22. Расчет потерь легких фракций нефти при «дыханиях» резервуаров
- •23. Сокращение потерь нефти. Особенности принципиальной газоуравнительной системы(гус).
- •24.Принципиальная технологическая схема системы улф.
- •25.Система улф для блоков высокого и низкого давлений.
- •26.Классификация и условия образования нефтяных эмульсий. Основные свойства нефтяных эмульсий.
- •27.Естественные эмульгаторы и их влияние на стойкость эмульсии
- •28. Промежуточные слои и способы их разрушения.
- •29. Основные направления и развитие методов подготовки нефти
- •36. Ассортимент деэмульгаторов, применяемых в оао «Татнефть»
- •30.Методы разрушения нефтяных эмульсий обратного типа.
- •31. Методы очистки нефти от сероводорода
- •32.Технологическая схема подготовки высоковязких нефтей и битумов
- •33.Классификация деэмульгаторов и их физико-химические свойства.
- •34.Основные технологические требования, предъявляемые к деэмульгаторам.
- •37.Обессоливание нефти
- •38.Автоматизированная установка по измерению количества и качества товарной нефти (Рубин2м)
- •39.Зарубежный опыт автоматизированной сдачи товарной нефти (лакт)
27.Естественные эмульгаторы и их влияние на стойкость эмульсии
В-ва, содер-ся в Н (асфальтены, нафтены, смолы, парафины, мех.примеси различных типов) и пл.воде (соли, кислоты).
Естественными эмульгаторы м/б: ионогенные и неионогенные.
Наибольшее влияние на поверх.св-ва эм-ий оказ-т нафтеновые кислоты и асфальто-смолистые в-ва.
Наличие асфальтенов в Н яв-ся показателем крайне высокой устойчивости и их эм-ий.
Кислоты и соли повышают поверхностное натяжение и поэтому их наз-т инактивными вещ-ми.
Чем лучше сбалансирована полярная и неполярная часть эмульгатора м/у обеими фазами эмульсии, тем эффективнее эмульгирующее действие ПАВ. ПАВ яв-ся дифильными в-ми. Полярная часть ПАВ им.родство с водой. Гидрофобный у/в радикал им.сродство с нефтью.
Состав бронирующей оболочки:
- неорганическая часть (не связанная с природой нефти и пл.воды): вынос тв.минералов пласта, загрязняющие прод-ию скв глинист.р-ми, баритом, продуктами коррозии.
- органическая часть (растворимая в хлороформе): парафины П, гексановые смолы С, бензольные асфальтены А.
В
зависимости от соотношения асфальтенов
и смол, суммарного содержания основных
компонентов стабилизирующего слоя и
содержания высокоплавких парафиновых
УВ стабализаторы м.б. подразделены на
след.3 типа: асфальтеновый (А+С)/II
1,0;
парафиновый
(А+С)/II
1,0;
смешанный(А+С)/II
1,0
(0,8-1,2).
28. Промежуточные слои и способы их разрушения.
Промежуточный слой ПС-это слой эмульсии на границе раздела Н и В, образующийся в процессе разделения эмульсии при отстаивании. Характеризуется выс.концентрацией воды по сравнению с поступающим сырьем и находится в условиях динам.равновесия процессов, способствующих его образованию и разрушеню. Наличие промежуточных слоев в технологических аппаратах является результатом неполного разделения эмульсии.
Функции ПС:
- коалесценция, происходящая м/у каплями воды, находящимися в его объеме, м/у собой, и с располагающимся ниже слоем воды;
- фильтрующий эл-т для мелкодисперсной составляющей эм-ии. Замедляя скорость выноса мелких капель, эмульсионный слой увеличивает вероятность их коалесценции с более крупными компонентами.
Высота ПС в отстойнике РВС яв-ся показателем скорости межкапельной коалесценции и опр-ся физ/хим св-ми Н и В, условиями образования эм-ии, показ-ми воздействия реагента-деэмульгатора, г/д режимом, температурой.
Технологические схемы обработки ПС
Основной объем устойчивых эм-ий образуется в отстойных аппаратах предварительного обезвоживания Н, кроме того в аппаратах по очистке воды и технологических аппаратах в виде донных осадков.
Накопление устойчивых осадков опр-ся 2 факторами: - качеством поступающего сырья; - особенностями технологической подготовки нефти.
Концентрация сульфида железа в эм-ия ПС м.достигать нескольких тысяч и десятков тысяч мг/л, хотя ухудшения разделения эм-ии м.происходить и при невысоком его содержании – 200 мг/л.
Для увеличения стаб-ти работы узла УПС предварительного обезвоживания Н рекомендовано использование резервуаров в блоке с системой УЛФ.
Основные технологические приемы, используемые для обработки устойчивых эмульсий:
- ↑ дозировка деэмульгаторов (2-5 раз до 500-3000 г/т. Однако сущ-т предельное содерж-ие в Н сульфида железа, выше к.разрушить эм-ию только повышением расхода деэм-ра невозможно);
- применение специально разраб-ых деэм-ов и реагентов (анионоактивные реагенты (МЛ-80, сульфанол, СНПХ 4705). В состав реаг-ов м.входить комплексоны (реагенты СНПХ 4802, ДПФ-1). Использование растворителей (бензин, ароматические УВ, нагретая нефть) они снижают устойчивость эм-ий за счет растворения прир.стабилизаторов – асфальтенов, смол. При смешении с легкой УВ жид-ю, в кач-ве к.м.использоваться безвод.лег.или особолегкой Н в достаточно большом количестве – до 5 частей на 1 часть эм-ии);
- увеличение времени отстаивания (до суток и более);
- повышение температуры (от 70 до 150С и выше);
- промывка в слое воды (способствует переходу части мехпримесей в объем воды);
- динамическое воздействие (увеличивает кол-во столкновений и повышает вероятность их коалесценции. Осуществляется путем циркуляции с использованием насоса);
- центрифугирование (наиболее эффективно при нагреве продукции).
Кроме того, возможно использование таких приемов как:
- барботаж острым паром; - магнитная обработка; - УЗ обработка; - возд-ие эл.полем; - метод обращения фаз; - фильтрация; - возд-ие вакуума.