Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
1.МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ
К механическим способам разрушения эмульсии относятся: отстаивание, центрифугирование и фильтрование.
Применимо к свежим нестойким эмульсиям, способным расслаиваться на нефть и воду вследствие разности плотностей компонентов, составляющих эмульсию. Если размер взвешенных частиц больше 0,5 мкм, то скорость оседания капель воды или подъема частиц нефти в воде подчиняется закону Стокса, из которого следует, что чем меньше частицы дисперсной фазы и разность плотностей воды и нефти и чем больше вязкость среды, тем медленнее протекает процесс расслоения.
Нагрев эмульсии при отстое ускоряет их разрушение, т. к. при этом уменьшается прочность бронирующих оболочек, увеличивается интенсивность движения, увеличивается частота столкновения глобул воды, уменьшается вязкость среды и увеличивается разность плотностей.
Холодный отстой нефтяных эмульсий осуществляется под давлением с обращением фаз и, как правило, с предварительной обработкой деэмульгатором. Нефтяная эмульсия вместе с необходимым количеством деэмульгатора и пластовой водой (со ступени обезвоживания) подается в отстойник (может быть резервуар). Подача в эмульсию деэмульгатора и пластовой воды вызывает инверсию фаз и разложение эмульсии на нефть и воду. Инверсия фаз выгодна, т. к. частицы нефти двигаются в среде меньшей вязкости (вода), чем в противном случае, когда пришлось бы каплям воды оседать в более вязкой среде – нефти.
Применение деэмульгатора сокращает время обработки эмульсии (примерно до 1 часа).
Показания к применению:
1. высокообводненная эмульсия;
2. высокая газонасыщенность нефти, т.к. газонасыщенная нефтяная эмульсия при дальнейшем движении по трубопроводу не может быть окончательно стабилизирована. Турбулентность потока и разгазирование нефти и пластовой воды приводят к непрерывному дроблению и слиянию капель воды. Поэтому прочный защитный слой на каплях эмульгированной воды не может создаться. Кроме того, действие деэмульгатора препятствует образованию защитных слоев из природных ПАВ. В результате капли воды могут свободно сливаться и выделяться из нефти в виде свободной воды.
При центрифугировании вода и механические примеси выделяются из нефти под действием центробежной силы. Можно воспользоваться уравнением Стокса, заменив в нем ускорение силы тяжести g ускорением центробежной силы.
В центрифуге частицы, перемещаясь в радиальном направлении, имеют переменный радиус вращения R, а, следовательно, на них действует переменная величина центробежной силы. Поэтому, по мере удаления частицы от оси вращения, скорость осаждения ее возрастает.
Таким образом, центробежная сила, действующая на частицу, может быть больше силы тяжести во столько раз, во сколько ускорение центробежной силы больше ускорения свободного падения. Отношение этих ускорений называется фактором разделения Кр.
Значение Кр для центрифуг ~ 3000, т. е. движущая сила процесса осаждения в центрифугах на 2 – 3 порядка больше, чем в отстойниках. Поэтому эффективность центрифуг выше, чем отстойников, и в них можно эффективно отделять мелкие частицы размером порядка 1 мкм.
Разделение водонефтяных эмульсий в центрифугах – исключительно эффективный метод, однако практического применения для деэмульгирования нефтей не нашел из-за малой пропускной способности центрифуг и высоких эксплуатационных затрат.
Нестойкие эмульсии успешно расслаиваются при пропускании их через фильтрующий слой, который может быть из гравия, битого стекла, древесины и металлических стружек, стекловаты и др. материалов.
В данном случае деэмульсация нефтей основана на явлении селективного смачивания.
Если взаимодействие молекул жидкости с молекулами твердого вещества сильнее, чем между собой, то жидкость растекается по поверхности, т. е. смачивает ее.
Если молекулы жидкости взаимодействуют между собой сильнее, чем с твердым веществом, то жидкость собирается на поверхности в каплю, т. е. смачивания не происходит.
Смачивание жидкостью поверхности твердого тела можно рассматривать как результат действия сил поверхностного натяжения, т. е. жидкость тем лучше смачивает твердое тело, чем меньше взаимодействие между ее молекулами.
Неполярные жидкости (нефть) с малым поверхностным натяжением (20 – 30 эрг/см2) обычно хорошо смачивает твердую поверхность. Вода с поверхностным натяжением 72,5 эрг/см2 смачивает лишь некоторые тела (стекло, кварц).
Фильтрующее твердое вещество должно удовлетворять основным требованиям:
1. иметь хорошую смачиваемость водой, чтобы произошло сцепление глобул воды с фильтрующим веществом, разрыв межфазных пленок, и произошла коалесценция (слияние) капель воды;
2. быть достаточно прочным, чтобы обеспечить длительную эксплуатацию.
Показания:
1. большая обводненность нефти;
2. малая обводненность, но эмульсия нестойкая.
Нередко укрупнившаяся вода находится во взвешенном состоянии, что характерно для эмульсий с незначительной разностью плотностей.
Данный метод самостоятельного применения не находит из-за громоздкого оборудования, малой производительности, необходимости часто менять фильтры, но встречается в сочетании с термохимическими методами.
2.Система сбора продукции скважин
СБОР НЕФТИ И ГАЗА на промыслах подготовка нефти, газа и воды до такого качества, которое позволяет транспортировать их потребителям. Осуществляется посредством комплекса оборудования и трубопроводов, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и транспортировки их до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).
В зависимости от природно-климатических условий, систем разработки месторождений, физико-химических свойств пластовых жидкостей, способов и объёмов добычи нефти, газа и воды выбираются различные схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин. Это даёт возможность измерения продукции каждой скважины и транспорта продукции скважин под давлением, имеющимся на устье скважин, на максимально возможное расстояние, а также максимальная герметизация системы в целях исключения потерь газа и лёгких фракций нефти. При проектировании системы сбора продукции скважин учитывается также возможность смешения нефтей различных горизонтов, необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.
На нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где производится измерение дебитов (производительности) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения газа) направляется на ЦПС.
Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где производится сепарациянефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счёт давления всепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 МПа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление на устье скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.
На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводнённых скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводнённых скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводнённых скважин или продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС.
Наибольшее применение для этих целей в CCCP получили блочно-комплектные замерные установки типа "Спутник" (рис.), которые выпускаются на рабочие давления 1,6 МПа, 2,5 МПа и 4 МПа; пределы измерения дебитов скважин до 400 и до 1500 м3/сутки; количество подключаемых к установке скважин от 10 до 24.
В таких установках жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через многоходовой переключатель скважин (ПСМ) в гидроциклонный сепаратор. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор давления, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и счётчиком газа. Постоянный перепад давления передаётся золотниковыми механизмами на поршневой клапан. Когда датчик поплавкового уровнемера находится в крайнем нижнем положении, повышенное давление от регулятора передаётся на правую часть поршневого клапана и прикрывает его, подача жидкости прекращается и турбинный расходомер перестаёт работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается до крайнего верхнего положения: повышенное давление от регулятора действует на левую часть поршневого клапана и открывает его, начинается течение жидкости в системе и турбинный расходомер типа TOP отсчитывает количество прошедшей через него жидкости. Для определения обводнённости нефти на "Спутнике" установлен влагомер. Расходомер TOP обеспечивает как местный отсчёт показаний, так и передачу показаний на диспетчерский пункт промыслов, для чего в составе установки "Спутник" имеется блок автоматики. Кроме установок "Спутник" ограниченное применение на ранее обустроенных месторождениях имеют замерные установки АГМ-3 (в Азербайджанской ССР) и АГЗУ-2000-64 (в Чечено-Ингушской ACCP). В CCCP многоступенчатая сепарация нефти применяется на некоторых месторождениях Чечено-Ингушской ACCP, по той же схеме будет обустроено Тенгизское нефтяное месторождение.
За рубежом системы сбора продукции нефтяных скважин имеют в основном такие же принципы построения, как и в CCCP. В отличие от применяемых в CCCP систем с концентрацией сбора нефти с нескольких месторождений на крупных центральных пунктах сбора и подготовки нефти и газа, за рубежом, как правило, каждое месторождение обустраивается по законченной схеме с получением товарных продуктов (нефти и газа) на небольших нефтесборных пунктах с использованием для этого т.н. деэмульсаторов в блочном исполнении, а также резервуаров, оснащённых системами улавливания лёгких фракций нефти при их испарении. В странах, где нефтегазовые месторождения характеризуются высокими дебитами скважин и пластовыми давлениями, применяется многоступенчатая (3-8) сепарация.