3 Основные процессы подготовки нефти. Показатели качества товарной нефти.

Основные процессы подготовки – см. На ЦСП осуществляется сепарация газа, обезвоживание, обессоливание нефти. Если нефть с высоким газовым фактором, то газ после сепарационной установки поступает на прием компрессоров газокомпрессорной станции. Компрессорами газ перекачивается до газобензинового завода или в магистральный газопровод и далее до пунктов его потребления.

Процесс отделения воды от нефти называют обезвоживанием. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1-1,5%. Полное отделение воды от нефти до 0,01% происходит в процессе обессоливания нефти.

В процессе обессоливания из нефти удаляются соли. Удаление соли из нефти происходит в процессе пропуска нефти через слой пресной воды. Соли, содержащиеся в нефти, растворяются в пресной воде и удаляются вместе с водой.

Процессы разрушения нефтяных эмульсий в промысловой практике осуществляют с помощью нагрева нефти до 50-70° и дозировкой в нее химических реагентов деэмульгаторов. Происходит комплексное воздействие за счет тепла, когда вязкость эмульсии снижается, и капли воды соединяются друг с другом и деэмульгатором, вследствие чего вода отделяется от нефти и осаждается в резервуарах. Применяется также электрический способ разрушения эмульсии, который основан на проявлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капли воды, на взаимном притяжении этих капель и разрушении пленок нефти между этими каплями в результате действия электрического тока высокого напряжения на электроды, находящиеся в потоке эмульсии. При подаче тока капли нефти соединяются между собой в более крупные частички и вода начинает оседать на дно сосуда.

Жидкость, поступающая с месторождения на установку подготовки и перекачки нефти представляет собой нефтяную эмульсию. Нефтяная эмульсия представляет собой механическую смесь нефти и воды, причем вода находится в виде мелко раздробленных капелек в нефти. Эти капельки окружены и изолированы друг от друга природными эмульгаторами и вследствие этого, не укрупняются и не отстаиваются от нефти. Помимо капелек воды нефтяной эмульсии находятся в мелко раздробленном состоянии твердые вещества - частицы глины, песка, кристаллики солей. Они также прочно удерживаются в нефти, не отстаиваясь из нее.

Характеристика деэмульгаторов и ингитора коррозии.

Установка подготовки нефти включает в себя подготовку нефти, воды, ловушечной нефти. Процесс подготовки начинается с УБСН (установка блочная сепарации нефти), где происходит отделение газа от жидкости. Отделившийся газ подается на факел. Разгазованная жидкость подается в БЕ-1, где происходит первая ступень обезвоживания. Обезвоженная жидкость насосами внутренней перекачки подается в печи нагрева (ПТБ-10), где нагревается до 48-52 С. Затем в отстойниках происходит глубокое обезвоживание (2 ступень, содержание воды не более 1%). После 2 ступени в жидкость подают пресную воду ( до 10% от массы жидкости). Основная задача - качественное разделение нефти и воды, т.е. нефть обезводить и обессолить, а в отделившейся воде, подлежащей закачке снова в пласт, не должно содержаться эмульгированных капель нефти и мех примесей. Деэмульгатор подается в жидкость перед УБСН. Затем жидкость поступает в отстойники для разделения воды, а далее в электродегидраторы. Они применяются для глубокого обессоливания средних и тяжелых нефтей. Жидкость прогоняют в межэлектродном пространстве электродегидратора. Происходит разрушение эмульсии и обессоливание нефти. Затем нефть подается в резервуары товарного парка, где насосами внешней откачки, через узел учета, подается потребителям. Отделенная вода подается в резервуар, где происходит дополнительный отстой. Чистая вода идет на насосы системы ППД, а нефтяная пленка в систему ловушечной нефти. Она сливается в подземную емкость, откуда насосом подается в буферную емкость.

В линию пластовой воды подается ингибитор коррозии ВНПП-1А.

Для предотвращения отложения солей предусмотрена подача ингибитора солеотложений ИСБ-1(нитрометил фосфорновая кислота). Расход деэмульгатора летом - 80 грамм на тонну жидкости.

Товарная нефть – нефть, подготовленная к поставке потребителям в соответствии с требованиями нормативных актов. Выделяют 3 группы качества нефти в зависимости от степени подготовки. Требования к экспортной нефти определены группой 1.

Требования к кондициям товарной нефти определены ГОСТ Р 51858-2002.

Классификация и условное обозначение нефтей

1. По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.

2. В зависимости от массовой доли серы (%) нефть подразделяют на классы 1-4:

1) Малосернистые (до 0,6%)

2) Сернистые (0,61 – 1,8%)

3) Высокосернистые (1,8 – 3,5)

4) Особо высокосернистые (>3,5%)

3. По плотности, а при поставке для экспорта - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефти подразделяют на пять типов, плотность которых при 20 ^оС составляет:

0 - особо легкая (не более 830 кг/м³);

1 – легкая (830-850 кг/м³);

2 – средняя (850,1-870,0 кг/м³);

3 – тяжелая (870,1-895,0 кг/м³);

4 – битуминозная (более 895,0 кг/м³);.

(Примечание: 3 и 4 типы на экспорт не предъявляются).

4. По степени подготовки нефть разделяют на группы 1-3 (таблица 3).

Таблица 3 - Группы нефти

Наименование показателя	Норма для нефти группы
	1	2	3
1 Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0
2 Концентрация хлористых солей, м/дм , 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)	66,7 (500)	66,7 (500)
5 Содержание хлорорганических соединений, млн. (ppm)	Не нормируется. Определение обязательно
Примечание - Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому - к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером

5. По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть разделяют на виды 1-3

Таблица 4 - Виды нефти

Наименование показателя	Норма для нефти вида
	1	2	3
1. Массовая доля сероводорода, млн. (ppm), не более	20	50	100
2. Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн. (ppm), не более	40	60	100
Примечания: 1. Нормы по показателям таблицы 4 являются факультативными до 1 января 2004 г. Определение обязательно для набора данных. 2. Нефть с нормой "менее 20 млн. " по показателю 1 таблицы считают не содержащей сероводород.

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: класс, тип, группа, вид, обозначение настоящего стандарта.

Пример:

1) Нефть (при поставке потребителю в России) массовой доли серы 1,15% (класс 2), плотностью при 20 °С 860,0 (тип 2), концентрации хлористых солей 120 мг/дм , массовой доли воды 0,40% (группы 2), при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают "2.2.2.1 ГОСТ Р 51858-2002".

Технические требования

1 Перед сдачей транспортной организации для поставки потребителям нефть подлежит подготовке согласно технологическому регламенту, утвержденному в установленном порядке.

2 Нефть должна соответствовать требованиям таблиц 3 и 4.

3 Нефть, поставляемая для экспорта, должна соответствовать требованиям таблицы 3, группы

Кроме того, нефти классифицируются:

По вязкости

1) Маловязкие (до 12 мПа*с)

2) Повышенной вязкости (12-30 мПа*с)

3) Высоковязкие (более 30 мПа*с):

3.1. I группы (30-100 мПа*с)

3.2. II группы (100-500 мПа*с)

3.3. III группы (>500 мПа*с)

4) Битумы (>10 000 мПа*с)

Группы по содержанию парафина

1) Малопарафинистые (до 1,5%)

2) Парафинистые (1,5 – 6%)

3) Высокопарафинистые (>6%)

Билет 5

1 Разработка многопластовых объектов с применением оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки.

2. Центробежные насосы для перекачек нефти. Схемы обвязки (параллельная, последовательная, комбинированная). Регулирование режимов работы центробежных насосов. Кавитация и помпаж, способы их предупреждения.

3. выбор скважин кандидатов для обработки ПЗП

1 Разработка многопластовых объектов с применением оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки.

Оборудование для одновременно-раздельной добычи и закачки.

В нагнетательных скважинах зачастую часть пластов не вовлечены в разработку, поэтому не вырабатываются запасы нефти в многопластовых залежах вокруг скважин ППД. Потенциал: применение оборудования, обеспечивающего добычу нефти из не вовлеченных пластов при сохранении ППД.

В добывающих скважинах также часть пластов не вовлечена, поэтому в этих пропластках можно организовать ППД.

Конструктивные особенности оборудования:

1 – сальник ШГН; 2 – превентор малогабаритный; 3-5 – манометры; 6 – обратный клапан, 7 – отсечной клапан.

Варианты оборудования:

1) ОРЗиД ШГН (2-пакерная схема, 1-пакерная схема):

1 – Колонна НКТ 48 (60)

2 - Кабель

3 – Колонна НКТ 89 (102)

4 – Термобарокомпенсатор

5 – Пакер верхний

6 – Разделитель потоков

7 – Пакер нижний

8 – ЭЦН 4 (5,5А)

Критерии применимости:

1. Вязкость жидкости – не более 50 мПа*с

2. Дебит по жидкости – более 30 м³/сут

3. ЭК 146,168

1 – колонна ШН 16 (19); 2 – колонна нкт 89 (102); 3 – колонна НКТ 48 (60), 4 – насос 32мм (44 мм); 5 – термобарокомпенсатор, 6 – пакер верхний, 7 – разделитель потоков, 8 – пакер нижний.

Критерии применимости:

1. Глубина спуска не более 1200 м

2. Вязкость не более 50 мПа*с

3. Дебит по жидкости не более 33 м3/сут

4. Зенитный угол не более 30 град

5. Темп набора кривизны не более 2 град / 10 м

6. ЭК 146, 168

2) ОРЗиД ЭЦН (2-пакерная схема):

Есть еще 2- и 1-пакерные схемы ОРЗиД ШВН, суть примерно та же, что и в ШГН.

Далее текст для общего развития. Вернуться к началу

Метод используется при добыче нефти из нескольких нефтеносных го­ризонтов, имеющих различные характеристики (пластовое дав­ление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вяз­кость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной скважиной.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизон­тов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин.

Часто в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, «общим фильтром». Это поз­воляет экономить значительные средства и материальные ре­сурсы на бурении скважин. Однако в дальнейшем, на более поздних стадиях разработки по мере поступления дополнитель­ной геологической информации, а также сведений о взаимо­действии скважин, участии отдельных прослоев в процессе разработки, выявляется более детальная пластовая обстановка на забое скважин, например, межпластовые перетоки в скважине.

При ОРЭ в скважину спускают специальное оборудование, вскрывающее два или три пласта. Основным элементом такого оборудования является пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность.

Оборудование для раздельной эксплуатации пластов через одну скважину должно допускать:

• создание и поддержание заданного давления против каж­дого вскрытого пласта;

• измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта;

• получение, на поверхности продукции разных пластов без их смешивания в скважине, так как свойства нефтей (сернистые и несернистые) могут быть различными;

• исследование каждого пласта, например, методом пробных откачек или методом снятия КВД;

• ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вы­шедшего из строя;

• регулировку отбора жидкости из каждого пласта;

• работы по вызову притока и освоению скважины.

Согласно установившейся терминологии принято для кратко­сти именовать ту или иную технологическую схему совмест­ной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос— фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний — фонтанным. В соответствии с этим тео­ретически возможны следующие комбинации способов эксплуа­тации: фонтан—фонтан; фонтан—газлифт; газлифт—фон­тан; насос—фонтан; фонтан—насос; насос—газлифт; газ­лифт — насос; насос — насос; газлифт — газлифт.

Раздельная эксплуатация трех пластов через одну сква­жину возможна только в особых наиболее простых случаях и поэтому применяется крайне редко.

2. Центробежные насосы для перекачек нефти. Схемы обвязки (параллельная, последовательная, комбинированная). Регулирование режимов работы центробежных насосов. Кавитация и помпаж, способы их предупреждения.

Вращаясь, рабочее колесо сообщает круговое движение жидкости, находящейся между лопатками. Вследствие возникающей центробежной силы жидкость от центра колеса перемещается к внешнему выходу, а освободившееся пространство вновь заполняется жидкостью, поступающей из всасывающей трубы под действием создаваемого разрежения.

Иногда возникает ситуация, когда один насос не в состоянии обеспечить необходимого расхода жидкости, либо экономически выгодно или конструктивно приемлемо использование нескольких агрегатов. В таких случаях используют насосы, соединенные параллельно, или последовательно.

Параллельным соединением называют такую коммутацию, при которой несколько насосов осуществляют подачу в один общий напорный коллектор или нагнетательный трубопровод. При подборе насосов для параллельной работы следует учитывать множество факторов, наиглавнейшим из которых является т.н. равенство напоров. Т.е. включаемые по параллельной схеме насосы в идеале должны иметь одинаковые напоры и подачу, в противном случае один из агрегатов, имеющий меньшие характеристики, будет вынужден преодолевать сопротивление давления напорного трубопровода, вследствие чего его КПД будет постепенно снижаться и в определенный момент станет равным нолю, т.е. он будет работать "в холостую".

В случаях, когда необходимо объединить параллельную работу разных по характеристикам насосов, то их коммутируют таким образом, чтобы менее мощный насос в момент достижения напора величины, находящейся вне характеристик насоса, отключался. Либо путем регулирования уменьшают напорные характеристики более мощного насоса, уравнивая их с рабочим диапазоном менее мощного насоса.

Последовательным называют такое соединение, при котором жидкость, получившая энергию от насоса, подается во всасывающий патрубок следующего агрегата. В таких случаях увеличение напора происходит ступенчато, от насоса к насосу. Поэтому насосы, соединенные по такому принципу, делят на агрегаты первой, второй, и т.д. ступеней.

При последовательном подключении насосов необходимо учитывать прочность корпуса агрегатов второго и последующих уровней, т.к. не все насосы в состоянии выдерживать избыточное давление в течение длительного времени. Кроме того, запорная арматура в таких схемах подвергается гидравлическим ударам, поэтому также требует повышенной прочности.

Кавитация представляет собой комплекс следующих явлений:

- выделение пара и растворенных газов из жидкости в тех областях, где давление жидкости равно или меньше давления насыщенных паров ее.

- местное повышение скорости движения жидкости в том месте, где возникло парообразование, и беспорядочное движение жидкости.

- конденсация пузырьков пара, увлеченных потоком жидкости в область повышенного давления. Конденсация каждого из пузырьков приводит к резкому уменьшению объема и гидравлическому удару в микроскопических зонах; однако «бомбардировка» этими ударами большой площади кавитируемой поверхности приводит и к большим площадям разрушения. Многократно повторяющиеся механические воздействия при конденсации пузырьков вызывают механический процесс разрушения материала колеса, что является наиболее опасным следствием кавитации.

- химическое разрушение металла в зоне кавитации кислородом воздуха, выделившегося из жидкости при прохождении ее в зонах пониженного давления. Этот процесс носит название коррозии. Коррозия, действующая одновременно с цикличными механическими воздействиями, снижает прочность металла.

Помпаж - это ненормальный, недопустимый, неустойчивый режим работы центробежного насоса, при котором наблюдаются быстрые периодические колебания подачи и напора. Помпаж обычно сопровождается шумом, ударами в насосе и трубопроводе, тряской трубопровода и насоса.

После пуска необходим периодический контроль за работой смазочных устройств, за показаниями манометра и мановакууметра и поступлением жидкости в уплотняющие устройства. Наблюдают за работой сальника, а при большом пропуске воды сальник подтягивают, предварительно остановив насос. При работе насоса колебания стрелок манометра и вакууметра должно быть плавным и без бросков. Протечки через уплотнительный сальник не должна превышать 30-40 капель в минуту.