![](/user_photo/2706_HbeT2.jpg)
- •Основные элементы систем нефтегазосбора. Требования к промысловым системам нефтегазосбора и подготовки.
- •Существующие системы нефтегазосбора (самотечная, Бароняна-Вазирова, Гипровостокнефть, Грозненская, Западной Сибири, унифицированная, совмещенная)
- •Современные методы измерения продукции скважин (Спутник-а, Спутник –б, Спутник- в, расходомеры, влагомер, диафрагмы).
- •Технологические расчеты промысловых трубопроводов. Классификация промысловых трубопроводов.
- •Гидравлический расчет простых трубопроводов.
- •Гидравлический расчет сложных трубопроводов. Расчет сборного и раздаточного коллекторов.
- •Гидравлический расчет сложных трубопроводов. Расчет параллельных и кольцевых трубопроводов.
- •Неизотермическое течение жидкостей в трубопроводе. Расчет трубопроводов при неизотермическом течении жидкости
- •Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих вязкопластичные жидкости.
- •Гидравлический расчет трубопроводов для нефтяных эмульсий.
- •Дифференциальное и контактное разгазирование. Расчет процесса сепарации по закону Рауля-Дальтона.
- •1 Контактное разгазирование, 2 дифференциальное разгазирование
- •Расчет количества газа, выделяемого из нефти по коэффициенту растворимости.
- •Определение пропускной способности и диаметра нефтегазовых сепараторов. Расчет гравитационных сепараторов по газу.
- •Определение пропускной способности и диаметра нефтегазовых сепараторов. Расчет гравитационных сепараторов по жидкости.
- •Определение пропускной способности и диаметра нефтегазовых сепараторов. Расчет циклонных сепараторов.
- •Определение пропускной способности и диаметра нефтегазовых сепараторов. Расчет насадочных сепараторов.
- •Выбор числа ступней сепарации. Давление в сепараторе.
- •Очистка газа от сероводорода в варианте безнасосной циркуляции использованием реагента Трилон-б
- •Аппараты для разгазирования и частичного обезвоживания нефти.
- •Отечественные промысловые трехфазные сепараторы. Назначение и конструктивные особенности.
- •Технология сепарации газонефтяной смеси в блоке кдф – сборная емкость. Сепарация газонефтяной смеси в кдф. Назначение кдф. Определение длины и диаметра кдф.
- •Нефтяные эмульсии. Классификация. Условия образования. Основные свойства нефтяных эмульсий.
- •Разрушение нефтяных эмульсий обратного типа.
- •Вопрос 5.10: Фильтрация.
- •Классификация деэмульгаторов. Основные требования, предъявляемые к деэмульгаторам.
- •Ассортимент деэмульгаторов, применяемых в оао «Татнефть»
- •Основные методы сокращения вредных выбросов в атмосферу при эксплуатации резервуарных парков.
- •2. К ним относят цвет окраски резервуаров:
- •3. Гус (газоуравнительная система).
- •Расчет потерь легких фракций при больших и малых дыханиях резервуаров
-
Ассортимент деэмульгаторов, применяемых в оао «Татнефть»
-
Внутритрубная деэмульсация. Основные технологические условия эффективной деэмульсации нефти.
Разрушение нефтяной эмульсии происходит в трубах на пути движения по стволу скважины выкидной линии и сборному коллектору вплоть до установок подготовки нефти
Принцип внутритрубной деэмульсации очень прост и состоит в следующем. В межтрубное пространство эксплуатационных скважин или в начало сборного коллектора дозировочным насосом (15-20 г на 1 т нефтяной эмульсии) подается деэмульгатор, который сильно перемешивается с этой эмульсией в процессе ее движения до УПН и разрушает ее
Применение внутритрубной деэмульсации стало возможным при появлении эффективных деэмульга-торов, что увеличило производительность УПН и качество подготавливаемой нефти
Эффективность внчтритрубной деэмульсации зависит от многих факторов, основными из которых являются эффективность самого деэмульгатора, интенсивность и длительность перемешивания эмульсии с ПАВ, количество воды, содержащейся в эмульсии, и температура смешения Чем больше эффективность ПАВ, длительность перемешивания, количество воды и температура эмульсии, тем интенсивнее происходит внутритрубная деэмульсация Однако эффективность внутритрубной деэмульсации падает при увеличении содержания в нефти асфальтенов, а также плотности и вязкости этой нефти Внугритрубная деэмульсация позволяет организовать предварительный сорос воды, который цепесообразен при содержании воды в продукции скважин более 30 %
-
Механизм обессоливания. Обессоливание нефти по схеме «смешения». Обессоливание нефти по схеме «замещения».
В
процессе обессоливания нефти по схеме
«смешения» глубина обессоливания нефти
при прочих равных условиях определяется
степенью захвата соленых капель глобулами
пресной воды, их размерами и соотношениями
капель в начале процесса. Степень захвата
глобул пластовой воды зависит от
состояния бронирующих оболочек на их
поверхности и оказывается довольно
высокой, когда бронирующие оболочки
разрушены. Это достигается на ступени
обезвоживания. Для успешного ведения
процесса обессоливания необходимо и
достаточно создать такие условия, при
которой каждая глобула пластовой воды
сольется с 1 или несколькими каплями
пресной воды и быстро осядет на дно
аппарата. Слияние капель различного
качества зависит от частоты столкновения
капель в потоке:
,
где N-число
капель; d-их
диаметр; υ2-средний
квадрат турбулентной пульсации.
Технологически процесс перемешивания
целесообразно прерывать задолго до
того, как будет достигнуто осреднение
солености воды в каплях. В соответствии
с этим и изменяется цель перемешивания.
Последнее должно обеспечивать не
усреднение солености, а захват глобул
соленой воды каплями пресной воды для
последующего их вывода из объема нефти
в состав дренажной воды. Количество
пресной воды, необходимой для захвата
и выведения из потока глобул соленой
воды, определяется временем процесса
смешения, с увеличением которой расход
воды может быть уменьшен. Процесс
обессоливания нефти методом смешения,
т.е стремление к усреднению минерализации
капель пластовой и пресной воды является
технологически вредным и такого пути
следует избегать
Технология удаления солей из нефти методом замещения каплями пресной воды глобул соленой путем коалесценции и увлечения их в состав дренажных вод. Технология обессоливания нефти методом замещения позволяет теоретически полностью удалить из нее пластовую воду. В этом случае оставшаяся в нефти вода по завершении процесса будет представлена только каплями пресной воды. Частичное смешение содержимого капель технологически вредно, т.к. приводит к искусственному загрязнению первоначально не содержащих солей капель пресной воды, оставшейся в нефти, и снижает в связи с этим возможную глубину ее обессоливания. При равном расходе степень обессоливания нефти методом «замещения» значительно выше, чем методом «смешения». обессоливание нефти методом «замещения» снижает расход пресной воды и увеличивает степень извлечения солей из нефти. Однако для ее осуществления необходимо многоступенчатое введение в поток нефти заранее диспергированной пресной воды. При этом капли промывочной воды не должны быть больше глобул минерализированной пластовой, в противном случае, практически исключается возможность коалесценции капель 2-х типов в связи их разъединением потоками обтекания, возникающими при движении более крупных капель и увлекающие за собой мелкие.