Файл: Курсовой проект по дисциплине Сбор и подготовка скважинной продукции.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 239
Скачиваний: 7
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
за счет пластовой воды содержащейся в нефти, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа вода в нефти выше, чем чистой нефти. При увеличении содержания воды в нефти на 1 % транспортные расходы при каждой перекачке возрастают в среднем на 3-5 %.
Отделение свободной воды целесообразно проводить и для предотвраще- ния повторного диспергирования промысловых нефтяных систем, стабилиза- ции вторичных эмульсий, уменьшения коррозии трубопроводов и промысло- вого оборудования, повышения производительности установок подготовки нефти, снижения нагрузок на отстойники, сепараторы, насосное оборудова- ние, печи и повысить их эксплуатационную надежность.
При значительной обводнённости нефтегазовых смесей эмульсии харак- теризуются определенной неустойчивостью, способностью к расслоению. Поскольку нефть может удержать определенное количество воды, отбор последней на промыслах следует осуществлять дифференцированно во всех точках технологической схемы, где она выделяется в виде свободной фазы.
Предварительный сброс воды является составляющей общего процесса обезвоживания нефти. В технологической цепи подготовки нефти в зависимости от места осуществления предварительного сброса воды выделяют:
Сброс воды на ДНС осуществляется под избыточным давлением, которое
обеспечивает транспорт газонасыщенной нефти до
узлов подготовки и второй ступени сепарации.
Для предварительного обезвоживания используют горячий отстой нефти, гравитационный отстой нефти и термохимические методы.
По технологии наиболее прост процесс гравитационного отстоя: нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 часов и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, при которых более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.
Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти и малопроизводительный, поэтому применяют горячий отстой обводненной нефти, при котором за счет предварительного нагрева нефти до температуры 45-70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется при отстое обезвоживание нефти. Малая эффективность является недостатком гравитационных методов обезвоживания.
Наиболее эффективны методы термохимические, сочетающие в себе добавление деэмульгаторов и подогрев. ДЭ в виде нефтеводореагентной эмульсии вводят в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Содержание активного вещества в эмульсии 1-2 % весовых. ДЭ готовится по следующей технологии: в смеситель реагентного блока подается с насосов внешней откачки обезвоженная (с содержанием воды до 10 %) нефть и кон- центрированный реагент. В смесителе образуется нефтеводореагентная эмульсия. ДЭ вводится во входные трубопроводы ДНС, УПСВ, при работаю- щей установке предварительного сброса пластовой
воды, перед первой ступенью сепарации.
Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Пленка, образующаяся на поверхно- сти капель воды, непрочная, поэтому мелкие капли сливаются в крупные (ко- алесценция), которые в свою очередь легко оседают на дно резервуара.
Скорость термохимического обезвоживания и его эффективность значи- тельно повышается за счет облегчения процесса коалесценции капель воды, путем снижения вязкости нефти при нагреве.
Внутренняя транспортировка нефтей и подготовка скважинной продукции серьёзно осложнены процессами выпадения неорганических солей из попутно извлекаемой воды. Отложения чистых углекислых или сульфатных солей редко встречаются. Большинство отложений представлены основными компонентами (карбонат кальция (СаСОз); сульфат бария (BaS04); сульфат кальция (гипс CaS04-2Н20 и ангидрит CaS04)), различными примесями (сульфат стронция (SrS04), карбонат стронция (SrC03), карбонат бария (ВаСОз), карбонат магния (MgC03), хлорид натрия, сульфат радия), продуктами коррозии (окислы железа Fe203, сульфид железа FeS2), механическими примесями и примесями других солей.
Растворение солей пресной водой является одним из наиболее распро- страненных методов обессоливания нефти. Технология метода в том, что до- бавляется пресная вода в частично подготовленную нефть с большим содер- жанием солей. Соли, находящиеся в нефти, растворяются в пресной воде и удаляются вместе с водой при обезвоживании. Процесс повторяют или увеличивают количество подаваемой пресной воды, если содержание солей в нефти не соответствует нормам.. Расход промывочной воды может варьироваться от 3-5 до 1015 %. Возникает необходимость сокращения объемов воды в процессе обессоливания нефти из-за значительных расходов пресной воды.
Пресная вода на УПН может подаваться с одного или нескольких источ- ников, которыми служат водозаборные скважины (они оборудуются погруж- ными насосами), открытые водоемы (они оборудуются плавающими насосными станциями), очистные сооружения, подающие предварительно очищенную техническую и подтоварную
воды.
Процесс обессоливания нефти и расход пресной воды для промывки за- висят в значительной степени от принятой технологии смешения, в связи с чем необходимы специальные смесительные устройства. Если конструкция смесителя и технологический регламент его эксплуатации не обеспечивают достаточный уровень диспергации и смешения, то уменьшается взаимодей- ствие пресной и минерализованной воды, в следствие чего из нефти плохо вымываются соли.
В совершенствовании технологического процесса обессоливания нефти перспективным направлением является использование распыленного ввода промывочной пресной воды в обезвоженную нефть впрыскиванием под дав- лением промывочной воды через насадку специальной конструкции. В каче- стве такого распылителя промывочной воды в обрабатываемую нефть удобно использовать регулируемый гидродинамический диспергатор (ГРД). Преиму- щество таких устройств в том, что на основном потоке обрабатываемой нефти не создается какого- либо дополнительного перепада давления, что очень важно при напорной системе подготовки нефти.
Выделенная подтоварная вода на УПН-1, УПН-2 утилизируется путём закачки в пласт (Рис 3.5). Подготовленную подтоварную воду, а также воду после технологических нужд с УПН-1 (пром.площадки №1) предусматривается транспортировать по водоводу высокого давления на куст водонагнетательных скважин для утилизации. Куст водонагнетательных скважин предусмотрен в районе проектного куста нефтяных скважин №10.
Отделение свободной воды целесообразно проводить и для предотвраще- ния повторного диспергирования промысловых нефтяных систем, стабилиза- ции вторичных эмульсий, уменьшения коррозии трубопроводов и промысло- вого оборудования, повышения производительности установок подготовки нефти, снижения нагрузок на отстойники, сепараторы, насосное оборудова- ние, печи и повысить их эксплуатационную надежность.
При значительной обводнённости нефтегазовых смесей эмульсии харак- теризуются определенной неустойчивостью, способностью к расслоению. Поскольку нефть может удержать определенное количество воды, отбор последней на промыслах следует осуществлять дифференцированно во всех точках технологической схемы, где она выделяется в виде свободной фазы.
Предварительный сброс воды является составляющей общего процесса обезвоживания нефти. В технологической цепи подготовки нефти в зависимости от места осуществления предварительного сброса воды выделяют:
-
путевой сброс; -
централизованный сброс, который осуществляется на установках предварительного сброса воды (УПСВ), дожимных насосных станциях (ДНС), отстойниках и предшествует отделению воды на установках подготовки нефти.
Сброс воды на ДНС осуществляется под избыточным давлением, которое
обеспечивает транспорт газонасыщенной нефти до
узлов подготовки и второй ступени сепарации.
Для предварительного обезвоживания используют горячий отстой нефти, гравитационный отстой нефти и термохимические методы.
По технологии наиболее прост процесс гравитационного отстоя: нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 часов и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, при которых более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.
Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти и малопроизводительный, поэтому применяют горячий отстой обводненной нефти, при котором за счет предварительного нагрева нефти до температуры 45-70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется при отстое обезвоживание нефти. Малая эффективность является недостатком гравитационных методов обезвоживания.
Наиболее эффективны методы термохимические, сочетающие в себе добавление деэмульгаторов и подогрев. ДЭ в виде нефтеводореагентной эмульсии вводят в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Содержание активного вещества в эмульсии 1-2 % весовых. ДЭ готовится по следующей технологии: в смеситель реагентного блока подается с насосов внешней откачки обезвоженная (с содержанием воды до 10 %) нефть и кон- центрированный реагент. В смесителе образуется нефтеводореагентная эмульсия. ДЭ вводится во входные трубопроводы ДНС, УПСВ, при работаю- щей установке предварительного сброса пластовой
воды, перед первой ступенью сепарации.
Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Пленка, образующаяся на поверхно- сти капель воды, непрочная, поэтому мелкие капли сливаются в крупные (ко- алесценция), которые в свою очередь легко оседают на дно резервуара.
Скорость термохимического обезвоживания и его эффективность значи- тельно повышается за счет облегчения процесса коалесценции капель воды, путем снижения вязкости нефти при нагреве.
Обессоливание
Внутренняя транспортировка нефтей и подготовка скважинной продукции серьёзно осложнены процессами выпадения неорганических солей из попутно извлекаемой воды. Отложения чистых углекислых или сульфатных солей редко встречаются. Большинство отложений представлены основными компонентами (карбонат кальция (СаСОз); сульфат бария (BaS04); сульфат кальция (гипс CaS04-2Н20 и ангидрит CaS04)), различными примесями (сульфат стронция (SrS04), карбонат стронция (SrC03), карбонат бария (ВаСОз), карбонат магния (MgC03), хлорид натрия, сульфат радия), продуктами коррозии (окислы железа Fe203, сульфид железа FeS2), механическими примесями и примесями других солей.
Растворение солей пресной водой является одним из наиболее распро- страненных методов обессоливания нефти. Технология метода в том, что до- бавляется пресная вода в частично подготовленную нефть с большим содер- жанием солей. Соли, находящиеся в нефти, растворяются в пресной воде и удаляются вместе с водой при обезвоживании. Процесс повторяют или увеличивают количество подаваемой пресной воды, если содержание солей в нефти не соответствует нормам.. Расход промывочной воды может варьироваться от 3-5 до 1015 %. Возникает необходимость сокращения объемов воды в процессе обессоливания нефти из-за значительных расходов пресной воды.
Пресная вода на УПН может подаваться с одного или нескольких источ- ников, которыми служат водозаборные скважины (они оборудуются погруж- ными насосами), открытые водоемы (они оборудуются плавающими насосными станциями), очистные сооружения, подающие предварительно очищенную техническую и подтоварную
воды.
Процесс обессоливания нефти и расход пресной воды для промывки за- висят в значительной степени от принятой технологии смешения, в связи с чем необходимы специальные смесительные устройства. Если конструкция смесителя и технологический регламент его эксплуатации не обеспечивают достаточный уровень диспергации и смешения, то уменьшается взаимодей- ствие пресной и минерализованной воды, в следствие чего из нефти плохо вымываются соли.
В совершенствовании технологического процесса обессоливания нефти перспективным направлением является использование распыленного ввода промывочной пресной воды в обезвоженную нефть впрыскиванием под дав- лением промывочной воды через насадку специальной конструкции. В каче- стве такого распылителя промывочной воды в обрабатываемую нефть удобно использовать регулируемый гидродинамический диспергатор (ГРД). Преиму- щество таких устройств в том, что на основном потоке обрабатываемой нефти не создается какого- либо дополнительного перепада давления, что очень важно при напорной системе подготовки нефти.
-
Системы поддержки пластового давления
Выделенная подтоварная вода на УПН-1, УПН-2 утилизируется путём закачки в пласт (Рис 3.5). Подготовленную подтоварную воду, а также воду после технологических нужд с УПН-1 (пром.площадки №1) предусматривается транспортировать по водоводу высокого давления на куст водонагнетательных скважин для утилизации. Куст водонагнетательных скважин предусмотрен в районе проектного куста нефтяных скважин №10.