38.Допущения принятые при расчете сепараторов.

Скорость осаждения при ламинарном режиме осаждения.

Осаждение частиц ж-ти в гравитационном сепараторе происходит по 2-м причинам:

А) резкое снижение скорости газового потока.

Б) разность плотности газовой и жидкой фазы.

Для эффективной сепарации необходимо чтобы скорость движения газового потока была меньше скорости осаждения.

При расчете принимаются следующие допущения:

1. Частица жидкости имеет форму шара

2. На движение частицы не оказывают влияние др. частицы.

3. Сила сопротивления уравновешивает силу тяжести, и частица движется с постоянной скоростью осаждения.

Различают 3 режима движения частицы:

1. Ламинарный режим осаждения Re<2

2. Переходный 2≤Re<500

Турбулентный Re≥500

39.Схема глобул воды в нефти. Типы эмульсий.

1 – капелька воды.

2,3 –эмульгаторы

4 –нефть

δ – толщина оболочки.

В процессе добычи при совместном движении нефти и воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит их совместное перемешивание, в результате чего одна жидкость распределяется виде капель-глобул. При смешивании нефти с водой образуются эмульсии 2-х типов:

• Прямого (нефть в воде)

• Обратного (вода в нефти)

Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче нефти принадлежат к типу в/н.

Для образования стойких эмульсий необходимо наличие природных эмульгаторов, таких как асфальтены, смолы, мех. примеси, нефтерастворимые органические мех. примеси.

40. Классификация эмульсий в зависимости от плотности сред и содержания п, с и а.

Разность плотностей м/у водой и нефтью

• Δρ=200-250 кг/м³ труднорасслаемые

• Δρ=250-300 кг/м³ расслаемые

• Δρ=300-350 кг/м³ легко расслаемые

Отношение суммарного содержания асфальтенов, смол, парафинов

• 0,950-1,4 - смешанные

• 2,76-3,89 - смолистые

• 4,78-7,79 - высоко смолистые

41.Необходимость обезвоживания нефти на нефтяных месторождениях.

Образование стойких эмульсий снижает межремонтный период (МРП) работы скважин из-за обрывов штанг в штанговых скважинных насосных установках (ШСНУ), пробоев электрической части установок электропогружного центробежного насоса (УЭЦН) вследствие перегрузок погружного электродвигателя (ПЭД). Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. Затрудняются сепарация газа и предварительный сброс воды на УПС. Однако наибольший рост энерго- и металлоемкости связан с необходимостью разрушения стойких эмульсий и имеет место в системах подготовки нефти.

Как было сказано выше, вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость эмульсий повышается. Это является одной из причин того, что добываемую нефть необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти на месторождениях

Второй, наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах ее добычи является высокая стоимость транспорта пластовой воды. Транспорт обводненной нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа В/Н выше, чем чистой нефти. Так, вязкость безводной нефти Ромашкинского месторождения при 15С в три раза ниже, чем ее эмульсии, содержащей 20% воды. Вязкость эмульсии на данном месторождении, содержащей 5 и 20% воды, составляет соответственно 17 и 33,3 сСт, т.е. возрастает в 2 раза. При увеличении содержания воды в нефти на 1% транспортные расходы возрастают в среднем на 3–5% при каждой перекачке.

Вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов.

Обезвоживание нефти на месторождениях – лишь первый этап ее подготовки к переработке, так как присутствие в нефти воды, солей и механических примесей в тех количествах, которые остаются в нефти после обезвоживания на месторождении, отрицательно сказывается на процессах переработки нефти и на качестве получаемых нефтепродуктов. Так, например, для большинства нефтей Урало-Поволжского региона содержание хлористых солей при количестве остаточной пластовой воды в нефти 0,5% составляет 1000–1200 мг/л, а в нефти, поступающей на переработку, содержание солей не должно превышать 5–10 мг/л.

Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают