Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Шпаргалка - Сбор и подготовка, нефти, газа и воды - файл 1.doc


Шпаргалка - Сбор и подготовка, нефти, газа и воды
скачать (3846.5 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc3847kb.16.11.2011 02:35скачать

содержание
Загрузка...

1.doc

  1   2   3
Реклама MarketGid:
Загрузка...

  1. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

  • фонтанная эксплуатация (когда нефть извлекается самоизливом)

  • изливом (механическая)

    • компрессорный (газлифт, эрлифт)

    • насосный (с помощью насосов различных типов)

Фонтанный способ применяется при высоком пластовом давлении в этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам (НКТ), за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости заполняющим скважины.

^ Устройство скважины для фонтанной подачи нефти

Нефть поступает в скважину из пласта через отверстие в колонне эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны находится НКТ 2. Нефть поступает в них через нижний башмак 3, верхний конец НКТ через фланец 4 соединен с фонтанной арматурой. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе подсоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и бесперебойную работу скважины в фонтанном режиме. Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор, где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.

Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым воздухом (эрлифт) или газом (газлифт), нагнетаемым в колонну труб. компрессорами.

При компрессорном способе в скважину спускаются в 2 соосные трубы во внутреннюю 2, на которой смесь извлекается наверх называют подъемной, а нижнюю – воздушной. Подъемная труба короче воздушной, а 1 – абсолютная труба.

При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ, он смешивается с нефтью в результате чего плотность смеси в подъемной трубе становится значительно ниже плотности нефти в следствии этого, чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб смеси в подъемной трубе 2 удлиняется, достигает поверхности земли и поступает в выкидную линию. В зависимости от того какой газ под давлением закачивается в скважину 2мя различными способами компрессорной добычи нефти: газлифт (прир газ), эрлифт (воздух).

Применение эрлифта менее распространен, т.к. при контакте с воздухом нефть окисляется.

  • Отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей

  • Доступность оборудования для обслуживания и ремонта

  • Простота регулирования дебита скважин

  • Высокие капиталовложения на строительство

  • Мощность компрессорных станций

  • Низкий КПД газлифтного подъемника

Для уменьшения капиталовложений в нефтяную скважину подают под давлением компрессорный газ и газовых пластов. Такой способ называется бескомпрессорным.

При насосном способе эксплуатации нефти и скважин на поверхности осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами.

^ Штанговый насос представляет собой насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги.

В нижней части насоса установлен всасывающий клапан 1, плунжер насоса снабжается нагнетательным клапаном 2 и подвешивается на насосной штанге 3. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник 5 и соединяется с головкой балансира 6 при помощи кривошидны 7, головка передает в возвратно-поступательном режиме и подвешенному к ним плунжеру. Станок приводится в действие электродвигателем 8 через систему 5.

Насос работает следующим образом. При помощи плунжера вверх. Верхний клапан закрыт, т.к. на него действует давление столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая на поверхность в тоже время открывая приемный клапан 1 и жидкость поступает в цилиндрический насос. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний – открывается и через полый плунжер жидкость выталкивается из цилиндрического насоса в насосную трубу 10. При непрерывной работе насоса в результате подкачки уровень жидкости поднимается, и она поступает в устье через тройшек 4.

Погружные электроцентробежные насосы включает центробежный насос 1, погружной электродвигатель 2, подъемные трубы 3, обратный клапан 4, устьевая арматура 5.

Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления поступает к электродвигателю 2, вращая вал насоса 1 электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр и нагнетается по подъемным трубам 3 на поверхность чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину в трубах над насосом смонтирован обратный клапан 4.

^ Погружные винтовые насосы – насосы объемного действия подача которого прямопропорциональна частоте вращение специального винта. При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду, вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость поэтому если содержание свободного газа в жидкости на входе в насос превышает 25% по объему, то перед насосом устанавливают газосепаратор.

Применение винтовых насосов особенно эффективно при откачке высоковязкой нефти. Схема их установки такая же как при ЭЦП. Для насосной эксплуатации скважин используется также гидропоршневые струйные насосы.

^ 2. Приводы ШГН, СКН, цепной привод

Из существующих механических способов ШГН является самым распространенным. Важным узлом ШГН установки является привод предназначенный для приведения при его помощи штанг в возвратно-поступательное движение плунжера глубинного насоса находящегося в скважине. Кроме этой основной функции при помощи привода насоса производится пуск, остановка и регулировка производительности глубинного насоса путем изменения параметров режима откачки, а также контроля работы установки.

^ Схема ШГУ

Совокупность машин, применяемых в ШГУ в основном состоит из двигателя А (электрического или теплового), передаточного механизма Б, предназначенного для преобразования вращательного движения вала двигателя в вертикальное возвратно-поступательное движение штока глубинного насоса и рабочей машины самого глубинного насоса В.

Привод – устройство для приведения в движение какой-либо машины или механизма. Привод состоит из источника энергии (двигателя), механизма для передачи энергии и аппаратуры управления.

Особенностью ШГН установки заключается в том, что насос В плунжерного типа одинарного действия, установленный под уровнем жидкости в скважине находится на большом расстоянии от привода Б расположенного на поверхности. Плунжер глубинного насоса 1 вертикальное возвратно-поступательное движение получает от привода посредством длинного штока, представляющего собой колонну насосных штанг 2, т. Д в соединении верхнего конца колонны штанг с приводом называется точкой подвеса штанг.

Привод выполняет следующие функции:

  • преобразование вращательного движения вала двигателя в возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг

  • пуск и остановка глубинного насоса и всей установки

  • распределение энергии

  • контроль работы скважин

Приводы ШГН могут быть классифицированы:

  • по роду используемой энергии

  • по числу обслуживаемых одним приводом скважин

  • по виду первичного движения

  • по роду используемой энергии различают:

    • механической

    • гидравлические

    • пневматические

  • в зависимости от числа обслуживаемых скважин бывают:

    • групповые

    • индивидуальные

Станок-качалка типа СКД

Станок-качалка – балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса.

Его основными узлами является:

  1. подвеска устьевого штока

  2. балансир с опорой

  3. стойка

  4. шатун

  5. кривошип

  6. редуктор

  7. ведомый шкиф

  8. ремень

  9. электродвигатель

  10. ведущий шкиф

  11. ограждение

  12. поворотная плита

  13. рама

  14. противовес

  15. треверс

  16. тормоз

Цепные приводы

  • постоянная скорость движения штанг на преобразующей части хода, значение которой 1,6-1,7 раз меньше максимальной скорости штанг за цикл у балансирных станков-качалок

  • меньше зависимость полной массы и габаритов

  • редуцирующие свойства преобразующего механизма позволяют без каких либо дополнительных устройств обеспечить тихоходные режимы откачки в широком диапазоне изменения скорости

  • сокращение энергетических затрат на подъем продукции из скважин

  • повышение коэффициента использования мощности засчет обеспечения равномерной загрузки электродвигателя цепного привода

Применяется в основном в случаях:

  • эксплуатации скважин с высокой вязкостью

  • эксплуатация высокодебитных скважин ШГН

  • механизированная эксплуатация глубоких скважин

В состав привода входят корпус преобразующего механизма 1, электродвигатель 2, редуктор 3, звездочки 4 и 5, цепь 6, каретка 7, уравновешивающий груз 8, тормоз 9, подвеска устьевого штока 10, канат 11, ременная передача 12, основание 13, станция управления 14.

Корпус представляет собой сварную конструкцию в которой перемещается уравновешивающий груз 8, соединенный с канатом 11 через ролики подвески устьевого штока 10. В корпусе размещен редуцирующий (преобразующий) механизм включающий ведущую и ведомую звездочки 4 и 5, цепь 6, каретку 7, установленную с возможностью возвратно-поступательного движения. Движение от электродвигателя 2 через ременную передачу 12, редуктор 3, ведущую звездочку 4 передается на цепь 6. В момент когда уравновешивающий груз 8 находится в нижнем положении, а подвеска устьевого штока в верхнем каретка находится в среднем положении. При вращении звездочек (против часовой стрелки) каретка перемещается вправо и одновременно вверх вместе с грузом при этом подвеска устьевого штока перемещается вниз.

При достижении кареткой горизонтальной оси нижней звездочки движение кареткивправо прекращается и она движентся только вверх.

При достижении кареткой и грузом горизонтальной оси верхней звездочки каретка начинает перемещаться влево, продолжая при этом движение вверх. Это движение продолжается до тех пор пока каретка не перейдет на противоположную сторону звездочки. При этом направлении движения устьевого штока меняется на противоположное тем самым обеспечивается возвратно-поступательное движение точки подвески штанг.

Цепные приводы лишены существенных недостатков балансирных станков-качалок:

  • резкого роста габаритов

  • металлоемкости приводов и крутящего момента на валу редуктора при увеличении длины хода точки подвеса штанг.


^ 3. Самотечная 2хтрубная и высоконапорная однотрубная системы сбора продукции скважин. Основные элементы систем нефтегазосбора.


Самотечная система сбора

2хтрубная система, предназначенная для раздельного сбора нефти и газа в основном применялась на восточных месторождениях.


^ Однотрубная напорная система сбора Бароняна-Везирова с групповым герметизированными замерносепарационным оборудованием была предложена Башкирскими инженерами в 1946 году применялась в основном на площадях южных районов.

Основные особенности:

  • ГЗУ обслуживает несколько скважин с разными способами эксплуатации

  • продукция фонтанных скважин проходят 2хступенчатую сеперацию

  • перед замером продукции скважин разделяется на газ и жидкость, которые после замера вновь направляется в один сборный коллектор

  • газ фонтанных скважин, выделившийся на первых ступенях сепарации под собственным давлением транспортируется дальним потребителям или используется для компрессорной эксплуатации

  • продукция любой скважины поступает на замерно-сепарационную установку по одному трубопроводу

  • продукция всех скважин транспортируется до сборного пункта под давлением, поддерживаемом на устье скважины

  • на сборном пункте нефть доводится до товарной кондиции в результате отделения от нее воды и механических примесей

  • для сбора выделившейся из нефти легких фракций, водоотделителях и резервуарах предусматриваются вакуумные или вакуум-компрессоры.


^ Высоконапорная однотрубная система сбора (грознинская)


Отличительной особенностью системы разработанной грознинским нефтяным институтом совместно с объединением грознефть является осуществление совместного транспорта нефти и газа на расстоянии 2х-3х десятков км под высоким устьевым давлением. Эта система исключает необходимость строительства насосных и компрессорных станций, т.к. нефть и газ подается потребителям под собственным давлением, т.е. за счет рационального использования энергии пласта. Отличается максимальной концентрацией технологических объектов в результате чего резко сокращается расход металла и денежных средств на обустройство площадей нефтяных месторождений.

^ 4. Напорная, высоконапорная однотрубная системы сбора продукции скважин. Основные элементы систем нефтегазосбора.


Напорная система применяется на площадях Куйбышевской области

  • полная герметизация системы сбора скважин

  • возможность бескомпрессорного транспорта газа на ГПЗ под давлением 1ой ступени сепарации

  • газ из сепаратора 2ой ступени сепарации находящейся на территории УКПН, которое обслуживает несколько площадей нефтяных месторождений, собирается в одной компрессорной станции и подается на ГПЗ

  • в результате после 1ой ступени сепарации вместе с растворенным в ней газом значительно снижается ее вязкость следовательно уменьшаются затраты энергии потребляемой насосами


^ Высоконапорная однотрубная система сбора (грознинская)


Отличительной особенностью системы разработанной грознинским нефтяным институтом совместно с объединением грознефть является осуществление совместного транспорта нефти и газа на расстоянии 2х-3х десятков км под высоким устьевым давлением. Эта система исключает необходимость строительства насосных и компрессорных станций, т.к. нефть и газ подается потребителям под собственным давлением, т.е. за счет рационального использования энергии пласта. Отличается максимальной концентрацией технологических объектов в результате чего резко сокращается расход металла и денежных средств на обустройство площадей нефтяных месторождений.

^ 5. Совмещенная технологическая схема сбора и подготовки продукции.


Теоретические и экспериментальные исследования, проведенные институтом татНИПИнефть совместно со специалистами объединения Татнефть показали, что эффективное решение проблемы подготовки высокосернистых и девонских нефтей с минимальным набором технологического оборудования на ступенях предварительного и глубокого обезвоживания, обессоливания возможно на основе применения новых технологических схем в основу которых заложены принципы совмещения процессов сбора и транспортировки нефтяных эмульсий с их разрушением в трубопроводах различного назначения в присутствии реагента-деэмульгатора.

Основными отличительными техническими и технологическими элементами являются:

  • подача деэмульгатора 2 на участках сборных трубопроводов перед установкой предварительного сброса (УПС) пластовых вод

  • монтаж перед УПС в условиях ДНС или УПН КДФ 5 для расслоения газированного потока эмульсии на нефть, газ и воду

  • применение линейных и секционных преобразователей 8,11 перед отстойниками 9,12,15

  • бесштуцерный ввод расслоенного потока в отстойные аппараты 9,12,15

  • возврат пресной воды после отстойных аппаратов 15 на прием насоса 7

  • возврат дренажной воды после аппаратов 12 на прием УПС перед КДФ 5

  • применение регулируемых смесителей 14 для подачи пресной воды 13

  • использование резервуаров 9,17 в качестве гидрофильных и гидрофобных фильтров путем монтажа соответствующих внутренних устройств

  • использование трубопроводов между аппаратами 15,19 в качестве технологических для доразрушения малодисперсной эмульсии

  • монтаж системы УЛФ в резервуарах 6,9,19

  • рециркуляция газа 2ой ступени на 1ую ступень сепарации

  • монтаж на очистных сооружениях трубчатых аппаратов 16, позволяющих использовать для глубокой очистки воды


Внедрение разработанных в институте ТатНИПИнефть основных элементов совмещенных подготовки нефти позволяет:

  • повысить качество товарной нефти в 2-3 раза

  • повысить производительность в 2-3 раза

  • повысить производительность сепаратов в 1,5 раза

  • повысить качество подготовительных сточных вод в 1,5-2 раза

  • совместить ступень предварительного сброса пластовых вод с 1ой ступени обезвоживания в герметизированных буллитах (при отсутствии системы в резервуарах УЛФ)


^ 6. Промысловая подготовка нефти, процесс сепарации. Вертикальный и горизонтальный сепараторы

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживания, обессоливания, стабилизация. Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат в котором это происходит называется сепаратор, а процесс называется сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше этапов сепарации, тем больше дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличивается капиталовложения. Число ступеней ограничивают 2-3мя.

Сепараторы бывают:

  • горизонтальные

  • вертикальные

  • турбосепаратор

  • гидроциклонный сепаратор

  • цилидрический сепаратор

  • гравитационный.

В различных сепараторах нефть от газа и воды отделяют для:

  • получения нефтяного газа используемого как химическое сырье или топливо

  • отделения воды при добыче нестойких эмульсий

  • уменьшение, перемешивание нефтегазового потока при перемешивании гидравлических сопротивлений, а также возможности образования нефтяных эмульсий

  • разложение образующейся пены

  • уменьшение пульсации давления при транспортировании нефтегазоводяной смеси по сборным коллекторам расположенным на ДНС и УПН

В нефтяных сепараторах любого типа различают 4 секции:

  1. Основная сепарационная секция, служащая для отделения нефти от газа

  2. Осадительная секция в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа

  3. Секция сбора нефти предназначена как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора

  4. Каплеуловительная секция. Верх секции служит для улавливания мельчайших капелек жидкости уносимых потоком газов в газопровод

Работа сепараторов любого типа характеризуется 3мя показателями:

  • Степенью разгазирования нефти

  • Степенью очистки газа поступающего в газопровод от капелек нефти

  • Степень очистки нефти поступающей в нефтепровод от пузырьков газа

Эффективность работы по степени очистки зависит от следующих показателей: количество капельной жидкости уносимой потоком газа из каплеуловительной секции и число пузырьков газа уносимых потоком нефти из секции сбора нефти.

Чем меньше величина этих показателей, тем больше эффективность работы сепаратора.

^ Степень технического совершенства сепаратора характеризуется 3 показателями:

  • минимальным диаметром капель жидкости задерживаемых в сепараторе

  • максимум дополнительной скорости газового потока в свободном сечении или каплеуловительной секции сепаратора

  • времени пребывания жидкости в сепараторе, за которой происходит дополнительное разделение свободного газа от жидкости.


^ Вертикальный сепаратор

Представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженные патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода газов и жидкой фаз. Газированная нефть под давлением по патрубку поступает в раздаточный коллектор 2, регулятор давления 3. В сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси за счет уменьшения давления, из смеси выделяется растворенный газ, поскольку этот процесс не является мгновенным время пребывания смеси, в сепараторе увеличивает за счет наклонных полок 6 по которым она стекает в нижнюю часть сепаратора. Выделившийся газ поднимается вверх, проходит через жалюзины в каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по газовой трубе стекает нефть вниз, контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора 8 и уравнемерного стекла 11. Шлам (песок) отправляется по трубопроводу 9.

  • простота регулирования уровня жидкости, очистки от отложений парафина и механических смесей

  • занимают небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов

  • меньшая производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата

  • меньше эффективной сепарации

^ Горизонтальный сепаратор

Из технологической емкости 1 внутри расположены наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5, устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти, воронка снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6, люклаз 8.

Работает следующим образом:

Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распространительное устройство 9 поступает на полки 2, по ним стекает в нижнюю часть технологической плоскости, нефть освобождается от пузырьков газа, проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти и через штуцер выхода газа 4 выводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости отводится через штуцер 6. Для повышения эффективности процесса сепарации горизонтальных сепараторов используются гидроциклонный устройства.

7. Гидроциклонный сепаратор. Турбосепаратор. Назначение и особенности сепараторов



На рис. 54 приведен общий вид гидроциклонного двухъемкостного сепаратора, разработанного в институте Гипровостокнефть. Сепараторы этого типа довольно широко применяют на нефтяных месторождениях Советского Союза. Принцип работы их заклю­чается в следующем.

Нефтегазовая смесь сначала поступает в гидроциклонную го­ловку 2, в которой за счет центробежной силы происходят сепа­рация газа от нефти и их раздельное движение, как в самой головке, так и в верхней емкости 5. Нефть по сливной полке 12 самотеком направляется на уголковые разбрызгиватели 11, а затем на слив­ную полку и стекает с успокоителя уровня. Как только уровень нефти достигнет определенной величины, сработает поплавковый регулятор уровня, приоткрыв исполнительный механизм 14 на нефтяной линии.

Газ проходит в верхней емкости 5 две зоны, где очищается от капельной жидкости и направляется в газовую линию через от­вод 5.

На рис. 56 приведена схема турбосепаратора в котором эффективно улавливается капельная жидкость из потока газа при больших расходах последнего. Принцип работы его следующий: сжатый газ, пройдя диффузор 2, поступает в направляющий аппа­рат З, представляющий собой лопаточный завихритель, получает закрутку, в результате чего появляется окружная составляющая скорости потока. Возникающие при этом центробежные силы пере­мещают капли в направлении наружного конического обода 4 с лопатками 5, спрофилированными по дуге окружности в ради­альной плоскости. Под действием окружной составляющей ско­рости потока лопатки 5 на оси 6 и обод 4 приводятся во вращение. Жидкость отводится через зазор, а затем через патрубок 10 за пределы турбосепаратора.

Описанный сепаратор особенно эффективно работает на газовых и газоконденсатных месторождениях, где требуется отделять капельную жидкость из потока газа. Турбосепаратор по своей массе приблизительно в 60 раз меньше гравитационного.


^ 8. Процесс обезвоживания и обессоливания. Методы разрушения нефтяных эмульсий

При извлечении из пласта нефть движется по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды образуется водонефтяная эмульсия – механическая смесь нерастворимых в друг друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкости. В эмульсиях принято различать дисперсионную (внешнюю сплошную) и дисперсную (внутреннюю) фазы.

По характеру дисперсионной среды и дисперсной фазы различают 2 типа эмульсий «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов фаз от температуры поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и т.д.

Вещества, понижающие поверхностное натяжение системы «жидкость-жидкость» или «жидкость-газ» называются поверхностно-активными.

Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель дисперсной фазы, т.к. от него зависит скорость их осаждения. Для разрушения нефтяной эмульсии применяются следующие методы:

  • внутритрубная деэмульсация (засчет подачи искусственных более эффективных ПАВ, чем естественных ПАВ)

  • гравитационное холодное разделение нефти и воды (холодный отстой)

  • термическое воздействие

  • термохимическое воздействие (тепло+хим реагенты)

  • электродегидрирование (электрическое воздействие)

  • фильтрация через твердые поверхности (гидрофильные, гидрофобные)

  • центрифугирование (разделение в поле центробежных сил)

Рассмотрим сущность метода внутритрубной деэмульсации. В смесь воды и нефти добавляется специальное вещество деэмульгатор, который перемешиваясь при движении с эмульсией разрушает ее. Вещества, входящие в состав нефти (асфальтены, нафтены, парафин) и пластовой воде (соли, кислоты) и оказывающие существенное влияние на образование и стойкость эмульсии называется эмульгаторами (естественные ПАВ).

Эффективность внутритрубной деэмульсации зависит от следующих факторов:

  • эффективность или поверх активность самого деэмульгатора

  • интенсивность или длительность перемешивания эмульсии с ПАВ

  • количество содержащейся воды в эмульсии и ее дисперсность (раздробленность)

  • температура транспортируемой по системе сбора эмульсии и темп ее падения

  • физико-химические свойства транспортируемой нефти и воды особенно вязкость сплошной фазы – дисперсной среды

Деэмульгаторы – вещества, понижающие поверхностное натяжение применяют для разрушения эмульсии.

^ Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости, отстаивание производится в отстойниках периодического или непрерывного действия. Характеризующим показателем эффективности процесса является температура отстоя эмульсии, температура эмульсии, количество подаваемого деэмульгатора, остаточное содержание воды и солей в нефти после отстоя. В качестве отстойников периодического действия используется сырьевые резервуары для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижней части. В отстойниках непрерывного действия отстой воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должно отделиться капли заданного раствора.

^ Термическое воздействие заключается в том, что нефть подвергается обезвоживанию перед отстаиванием нагревают. При нагревании с одной стороны уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а значит облегчается их слияние. С другой стороны уменьшается вязкость нефти в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках, трубчатых печах до 45-80 градусов

^ Термохимическое воздействие заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электродегидрирование – электрическое воздействие на эмульсию производится в аппарат электродегидраторами, внутри них помещены 2 электрода: анод и катод и под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляется разноименные электрические заряды, в результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются, затем оседают на дно емкости. Электродегидраторы применяются для глубокого обессоливания и обезвоживания средних и тяжелых нефтей.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий в качестве материала фильтров используются вещества несмачиваемые нефтью поэтому нефть проникает через фильтр, вода – нет.

^ Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся ротор с большим числом оборотов. В ротор подаются эмульсии, которые под действием сил инерции (разная плотность) разделяется.

При обезвоживании воды доводится до 1-2%.

^ Процесс обессоливания

Смешивание обезвоженной нефти с пресной водой после чего полученную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой растворены соли. При смешивании с пресной водой соли распределяются по всему ее объему следовательно концентрация в воде уменьшится. При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1%.

  1   2   3



Скачать файл (3846.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru