- •2 Характеристика технологических процессов систем сбора и подготовки продукции скважин
- •3. Показатели и нормы качества товарной нефти, попутного газа и нп вод – давал в лекции
- •13. Принципиальная схема получения товарной нефти в нгду.
- •14. Современные системы сбора на месторождениях россии.
- •15 Преимущества и недостатки герметизированных систем сбора скважинной продукции
- •16.Унифицированные технологические системы сбора скважинной продукции.
- •17. Экологическая безопасность систем сбора скважинной продукции.
- •18 Классификация трубопровоДов системы сбора скв.Продукции.
- •Классификация трубопроводов По назначению:
- •19 Классификация трубной продукции
- •20 Арматура трубопровода
- •21 Вопрос проектирования и сооружения трубопроводов.
- •23. Потери напора в местных сопротивлениях
- •24) Гидравлический расчет простых трубопроводов
- •6.1. Простой трубопровод постоянного сечения
- •6.2. Соединения простых трубопроводов
- •26 Гидравлический расчет трубопроводов при движении в них нефтегазовых смесей
- •27 Расчёт на мех.Прочность
- •28. Тепловой расчет нефтепроводов
- •29. Осложнения при эксплуатации промысловых тп
- •30 Коррозия промысловых трубопроводов и оборудования, ингибиторы коррозии.
- •Факторы коррозионного разрушения трубопроводов
- •Минерализация воды
- •32Агзу их типы, технические характеристики. Оборудование для замера продукции скважин.
- •33Предварительное разделение продукции скважин
- •34. Эффективность процесса сепарации нефти от газа
- •35.Нефтегазовые сепараторы,показатели эффективности их работы
- •36. Факторы характерезующие работу сепаратора
- •37. Пропускные способности сепараторов по агзу
- •38 Предварительный сброс пластовых вод
- •39 Оборудование для предварительного сброса воды.
- •40 Нефтепромысловые резервуары назначение и классификация
- •41 Характеристика стальных резервуаров.
- •42. Оценка потерь нефти из резервуаров и методы их предотвращения.
- •43. Мероприятия по охране окружающей среды при эксплуатации резервуаров.
- •44. Подготовка нефти, нефтяного газа и воды на промыслах. Общая характеристика технологических процессов
- •45. Технологические процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти
- •46. Подготовка нефтяного газа к транспорту, компонентный состав нефтяных газов.
- •47. Компрессорные станции и компрессоры для сбора пнг.
- •48. Очистка углеводородных газов от сероводорода, диоксида углерода и сернистых компонентов.
- •1.1. Очистка углеводородных газов применением аминов.
- •1.2. Очистка газа физическими абсорбентами.
- •1.3. Адсорбционная очистка газа от сернистых соединений с использованием цеолитов.
- •1.4. Очистка газа от сероорганических примесей.
- •1.4.1. Низкотемпературная масляная абсорбция.
- •1.4.2. Низкотемпературная конденсация.
- •1.4.3. Щелочная очистка газа.
- •1.5. Очистка газа путем жидкофазного окисления сероводорода.
- •1.6. Безрегенерационные методы очистки газа от сероводорода.
- •1. Осушка газов гликолями
- •2. Осушка газов с использованием твердых сорбентов.
- •2.1. Силикагели
- •2.2. Цеолиты
- •49) Подготовка неф-пром вод требования к закачиваемой в пласт воде или в пласт.
- •50 Методы очистки сточных вод
- •51 Блочные кустовые насосные станции (бкнс)
- •52. Загрязнение почвы и воды при сборе, подготовке, транспорте и хранении нефти, газа и воды
- •53)Проблемы экологии система сбора продукции скважин
42. Оценка потерь нефти из резервуаров и методы их предотвращения.
Научные исследования вопросов потерь нефти проводились одновременно в нескольких направлениях:
- определение величины потерь и обоснования нормативов;
- разработка техники и технологии процессов , снижающих потери нефти;
-разработка технологии улавливания продуктов испарения нефти (па-ровоздушной смеси).
Успешность этих работ определяется возможностью установления норм потерь в размере 0.58% к 1990 году, т.е. снижением потерь за 5 лет на 4%.
Большие работы были проведены по герметизации резервуаров. К эффективным способам герметизации резервуаров относятся использование понтонов, газо-уравнительной обвязки, шариковых экранов.
При использовании понтонов снижается содержание углеводородов в газовом пространстве над понтоном до 1 - 11 % . Однако устройство понтонов -требует больших капиталовложений , кроме того , понтоны часто зависают на центральных опорах (низкая надежность). Кроме того , концентрация углеводородов в газо-воздушной смеси находится в пределах взрывоопасности.
Газо-уравнительные обвязки промысловых резервуаров были позаимствованы из практики эксплуатации нефтебаз, где резервуары имеют высокую оборачиваемость. На промыслах газо-уравнительные обвязки применяются в 3 вариантах: газгольдерный, факельный и кольцевой.
Основной недостаток газо-уравнительной обвязки в случае её применения на промыслах состоит в том, что промысловые резервуары, используемые в аварийных ситуациях, например на ДНС, работают в режиме наполнения или после устранения аварии в режиме откачки. В этих условиях все резервуары выбрасывают паровозоушную смесь через дыхательные клапаны одновременно. Поэтому газо-уравнительная система не выполняет свою функцию. Кроме того , в условиях высоких температур не все углеводороды конденсируют и выбрасывают в виде паровоздушной смеси в атмосферу через те же дыхательные клапаны, независимо от того на коком резервуаре они установлены.
Резервуары герметизируют также с помощью шариковых экранов. Их применение позволяет уменьшить насыщенность газового пространства углеводородами до 4.2-7.1% . Шариковые экраны оставляют 21% поверности нефти открытой. Здесь существенную роль играет подавление конвекции углеводородов в приповерхностных слоях. В этой связи вполне понятен положительный эффект от применения дисков-отражателей .
Из других методов сокращения потерь безусловно заслуживает внимание применение соответствующих окрасок для отражения радиации, методы стабилизации нефти (ректификация, нагревание, применение газов первой ступени сепарации для смешивания с нефтью перед последующими ступенями сепарации и т.д.)
Однако ни один из способов не устраняет потери из вертикальных цилиндрических наземных резервуаров, так как давление в них ограничено. Кроме того, испарение нефти происходит при любой температуре, выше абсолютного нуля. Это приводит к насыщению газового пространства углеводородами, следовательно , к повышению давления. В этих условиях снабжение резервуаров клапанами , предохраняющими их от механического разрушения, является необходимыми, т.е. необходимой операцией выступает дыхание резервуаров. Для дыхания устанавливают дыхательные клапаны , которые и являются основным источником потерь углеводородов.
Кардинальное решение проблемы представляется возможным, если исключить дыхание резервуаров по традиционной схеме , т.е. через сообщение газового пространства резервуара с окружающей средой с помощью дыхательных клапанов. Это возможно при условии включения в схему между резервуаром и дыхательными клапанами ещё одного технологического элемента - конденсатора углеводородов.
В настоящей работе эта задача решается путем объединения дыхательных клапанов в одном блоке, который устанавливается на расчетном расстоянии от резервуаров, а это расстояние определяется из условия достижения температуры паровоздушной смеси температуры окружающей среды (воздуха - зимой и грунта-летом).