- •1. Физико-химические свойства пластовой нефти. Условные компоненты пластовой нефти. Молярный объём нефти, примеры.
- •2. Физико-химические свойства нефтяного газа. Зависимость свойств нефтяного газа в системах сбора от состава пластовой нефти.
- •3. Растворимость газов в нефти и пластовой воде. Содержание паров нефти и воды в нефтяном газе
- •4. Физико-химические свойства пластовой воды. Минерализация и содержание хлористых солей в пластовой воде. Ионный эквивалент.
- •5. Условия образования водонефтяных эмульсий при при добыче нефти. Механизм образования дисперсной фазы в нефтепромысловом оборудовании. (Инет)
- •Причины образования водонефтяных эмульсий
- •6. Осаждение (всплытие) одиночной частицы в гравитационном поле. Формула Стокса.
- •7. Гидравлические расчёты простых и сложных трубопроводов при изотермических движении по ним однофазной жидкости.
- •Определение потерь напора на трение
- •Определение потерь напора на местные сопротивления(для сложных трубопроводов)
- •8. Гидравлические расчёты простых трубопроводов при изотермическом движении по ним нефтяного газа
- •Гидравлические расчеты сложных трубопроводов при изотермическом движении по ним нефтяного газа.
- •9. Распределение температуры по длине неизотермического трубопровода. Вывод формулы Шухова в. Г.
- •10. Типичные структуры газонефтяных потоков в горизонтальных и наклонных трубопроводах [по Гужову а.И. - ?]
- •11. Рельефные трубопроводы, распределение истинных и расходных насыщенностей фазами. Следствия.
- •12. Седиментационный анализ дисперсных систем. Графический способ.
- •14. Показатели качества товарной нефти по гост р 51858 – 2002.
- •15. Принципиальные схемы сбора скважинной продукции на нефтяных месторождениях.
- •Кликнуть по картинке 2 раза! Принципиальная технологическая схема днс с предварительным сбросом воды.
- •Принципиальная схема сбора нефтяного газа на месторождении и пути его утилизации.
- •16. Осложнения в эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Причины и следствия.
- •17. Внутренняя коррозия трубопроводов. Причины, методы борьбы.
- •1. Температура и рН воды
- •18. Автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник».
- •19. Промысловые резервуары и их оборудование.
- •Цилиндрические резервуары вертикальные рвс-5000
- •20. Принципиальная схема установки подготовки нефти (упн) на промыслах. Принципиальная технологическая схема обессоливания нефти
11. Рельефные трубопроводы, распределение истинных и расходных насыщенностей фазами. Следствия.
Для расчета рельефного трубопровода необходимо знать:
продольный профиль трассы трубопровода и его диаметр
расход нефти и газа
среднее значение давления и температуры жидкости и газа в трубопроводе
физические и термодинамические характеристики перекачиваемых жидкостей и газов при средних давлениях и температуре в трубопроводе.
Из всех перечисленных исходных данных для гидравлического расчета рельефных трубопроводов наиболее трудной для расчета является первая позиция.
Для получения полной информации по рельефному трубопроводу поступают следующим образом.
Вся трасса рельефного трубопровода заменяется эквивалентной, состоящей из прямолинейных отрезков, соединяющих точки реального профиля, в которых возможны изменения структуры течения и направления движения смеси (нисходящего или восходящего).
Эквивалентную трассу трубопровода строят для упрощения и сокращения числа расчетных участков. При этом необходимо соблюдать условие разности реальной и расчетной трасс трубопровода, т.е. режимы течения газожидкостных смесей на реальных и расчетных участках должны быть одинаковыми.
В восходящих участках трассы трубопровода с углами наклона выше 10о структура потока не меняется, остается постоянной – пробковой и кольцевой.
За расчетный нисходящий участок принимается такой отрезок реальной трассы, на котором течение смеси происходит под действием гравитационных сил при постоянном угле наклона или при изменении его в пределах + 10 %.
В расчетный нисходящий участок включаются сопряженные нисходящие участки, если их угол наклона изменяется по отношению к первому участку (по ходу движения смеси) не более чем на + 10 %, т.е. если гарантируется единая структура течения смеси на этих участках.
Если структура течения на восходящих и нисходящих участках одинаковая, например, пробковая или кольцевая, то расчет ведут по всей длине трубы и угол наклона трубы не учитывают.
В случае, если структура потока газожидкостной смеси на восходящих участках пробковая, а на нисходящих – расслоенная, необходимо определить эквивалентную длину и осредненный угол восходящих и нисходящих эквивалентных участков трубопровода.
Гидравлические расчеты восходящих и нисходящих эквивалентных участков проводят по уравнениям, соответствующим структуре течения смеси на этих участках.
12. Седиментационный анализ дисперсных систем. Графический способ.
Седиментационный анализ, его задачи:
- выявление размеров каждой фракции
- выявление доли каждой фракции в дисперсной системе.
Для анализа седиментационной кривой будем применять формулу Джорджа Стокса:
Которая может быть применима до чисел Re, находящихся в диапазоне:
Относительная скорость движения сферической частицы (капли) дисперсной фазы при постоянной скорости может быть найдена из баланса действующих на неё сил:
- силы сопротивления движению частицы (капли)
- веса частицы (капли)
- силы Архимеда
Пусть , тогдаили, после подстановки в уравнение равновесия действующих сил их значений:
, откуда
Из определения параметра Рейнольдса (Re) выразим относительную скорость:
Получим:
Далее оценим размеры частиц : dmin и dmax
Рассчитаем максимальное время оседания частиц tmax : (привести рисунок колбы с чашечкой!!!)
Рассчитаем массу осевших частиц: (получим в кг.)
13. Обессоливание нефти. (Потребный расход промывной воды при идеальном смешении капельных пластовой и промывной воды. +
+ Потребный расход промывной воды при идеальном смешении капельных пластовой и промывной вод.)
Сущность процесса обессоливания промысловой нефти заключается в снижении концентрации хлористых солей в капельной попутной пластовой воде, которая осталась в промысловой нефти после ее предварительного и глубокого обезвоживания. Снижение концентрации хлористых солей в капельной пластовой воде, представляющей собой дисперсную фазу в обратной водонефтяной эмульсии (промысловой нефти), возможно только в результате коалесиениии их с каплями промывной воды, в качестве которой, как правило, используется пресная вода. Для возможности эффективной коалесценции соленых и пресных капель воды необходимо:
при смешении промывной (пресной) воды с промысловой нефтью диспергировать промывную воду так, чтобы плотность распределения капель промывной воды не слишком отличалась от плотности распределения капельной пластовой воды в промысловой нефти на входе в ступень глубокого обезвоживания;
добавлением в промысловую нефть эффективного деэмульгатора обеспечить снятие структурно-механического барьера на межфазной поверхности капель пластовой воды;
повышением температуры обрабатываемой промысловой нефти и промывной воды сократить время на «транспортную стадию» до встречи капель воды за счет снижения вязкости нефти, растворения кристаллов парафина адсорбированных на межфазных поверхностях капель и т.п.;
увеличить вероятность встречи капель пластовой и промывной воды для возможности их многократной коалесценции и диспергирования в минимально возможное время при турбулентном режиме течения.
Расход промывной воды (по регламенту) на ЭЛОУ составляет 10% об. от объема подготавливаемой нефти, фактический же расход промывной воды не превышает 6% об.
Введем понятие - термин идеальное смешение капельных пластовой и промывной вод. Под этим термином будем понимать ситуацию, при которой во всех каплях воды после диспергатора-коалесиера на входе в электродегидратор (делитель фаз) кониентраиия хлористых солей одинакова.
Если массовая концентрация хлористых солей в капельной воде, которая останется в потоке нефти на выходе электродегидратора, обеспечивает требуемую группу качества по содержанию хлористых солей в обезвоженной нефти, то такой расход промывной воды является теоретически минимально необходимым. Рассчитав его, получим асимптотическую оценку теоретически необходимого расхода промывной воды для обессоливания.
Пусть на вход ступени обессоливания поступаетм3/сут сырой нефти с объемной долей воды в ней (обводненностью)Массовая концентрация хлористых солей в капельной воде, содержащейся в сырой нефти, равнаДопустим, что на вход смесителя подаетсяпромывной воды, смешение капельных пластовой и промывной воды идеально, то есть в каждой вновь сформировавшейся капле воды после многократных актов коалесценции (слияния) и диспергирования перед входом в электродегидратор массовая концентрация хлористых солей одинакова. Следовательно, концентрация хлористых солей в воде на выходе из электродегидратора с потоком нефти и в дренажной воде на выходе из электродегидратора равна концентрации хлористых в капельной воде на входе в электродегидратор. Пренебрегая содержанием хлористых солей в промывной (пресной) воде, получим:
где— массовая концентрация хлористых солей в воде обессоленной (товарной) нефти.
Допустим, что объемная доля воды в обессоленной нефтиИсходя из формулы содержание хлористых солей в обессоленной нефти будет равно:
Следует аналитическое выражение для асимптотической оценки теоретически минимально необходимого количества промывной воды для обессоливания сырой нефти:
следует аналитическое выражение для определения минимально необходимой относительной потребности промывной воды:
Из полученной формулы следует, что наиболее эффективным способом обессоливания сырой нефти является ее обезвоживание, то есть приколичество потребной промывной воды равно нулю.
При количество потребной промывной воды тоже равно нулю, то есть уменьшать концентрациюхлористых солей не требуется, так как нормативное содержание хлористых солей при планируемом содержании остаточной воды в товарной нефтиудовлетворяет планируемую группу качества нефти и по содержанию хлористых солей в ней.