Файл: Выпускной квалификационной работы Выбор способа очистки оборудования для сбора и подготовки скважиной продукции нефтяного месторождения.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 22.11.2023
Просмотров: 117
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.3
Характеристики механических примесей в нефтешламе
Физико-химические характеристики механических примесей представлены большим количеством разнообразных образцов в следствии формирования и образование горных пород на разных глубинах, что повлияло на многообразие свойств механических примесей (таблица 2.3.1).
Таблица 2.3.1 – Объемная масса, массовая плотность, удельная
теплоемкость, теплопроводность, температуропроводность горных
пород
Горные
породы
Объемная
масса р, в
кг/м
3
Массовая
плотность
W, %
Удельная
теплоемкость
с, кДж/(кг*К)
Коэффициент
Теплопров-
одность λ,
Вт/(м*К)
Температуропр-
оводимость
α*10
6
м
2
/с
Песчаник
2500 2-5 0,835 2,56 1,22
Глинистый и песчано- глинистый сланец
2450 2-7 0,92 1,73 0,81
Мрамор
2700
До 1 0,419 1,28 1,14
Гранит
2700
До 1 0,92 2,21 0,98
Известняк плотный, органогенный
2700 2-3 0,92 2,56 0,97
Доломит
2650 1-2 0,92 1,75 0,7
Гипс
2350 2-3 1,47 1,16 0,33
Ангидрит
2400 1-2 1,67 1,16 0,278
Гранулометрический состав нефтяного шлама представлен большим количеством разнообразных по размеру механических примесей.
Распределение зёрен по крупности в массивах горных пород, горной массе, почве или искусственном продукте, характеризуемое выходом в процентах
от массы или количества зёрен. Гранулометрический состав - важный показатель физических свойств и структуры материала образующего нефтяной шлам.
Общепринятой классификации по данным гранулометрического состава не существует, что связано c различием целей и объектов, для которых производится определение гранулометрического состава. B геологии, горном деле, грунтоведении, почвоведении, технологии строительных материалов и других областях техники применяют различные классификации и шкалы классов крупности. Классы обычно обозначают в мм, это связанно с тем, что большая часть зёрен в представлена небольшими и маленькими размерами. B геологии при оценке осадочных горных пород различают: валуны крупные размерами 500 мм, валуны средние 500-250 мм, валуны мелкие 250-100 мм, гальку 100-10 мм, гравий крупный 10-5 мм, гравий мелкий 5-2 мм, песок грубый 2-1 мм, песок средний 0,5-0,25 мм, песок мелкий 0,25-0,1 мм, алеврит 0,1-0,05 мм, пыль 0,05-0,005 мм, глину до
0,005 мм. B нефтяной промышленности гранулометрический состав горных массы, является очень важной характеристикой для разработки месторождения, выбора метода его эксплуатации, подбора различных оборудований, подходящих для осуществления добычи и переработки нефтяной эмульсии и методы борьбы с механическими примесями на разных стадиях эксплуатации. B зависимости от цели исследования и размеров частиц гранулометрический состав определяют прямыми и косвенными методами гранулометрии.
Гранулометрический состав может быть выражен в виде дискретной или непрерывной зависимости содержания частиц от их размеров. Для определения дискретной зависимости интервал размеров всех частиц анализируемого вещества подразделяют на классы и гранулометрический состав представляют в виде процентного содержания частиц каждой из фракций. B зависимости от размера максимальной частицы шлама классификация по крупности осуществляется грохочением пробы на наборе
Общепринятой классификации по данным гранулометрического состава не существует, что связано c различием целей и объектов, для которых производится определение гранулометрического состава. B геологии, горном деле, грунтоведении, почвоведении, технологии строительных материалов и других областях техники применяют различные классификации и шкалы классов крупности. Классы обычно обозначают в мм, это связанно с тем, что большая часть зёрен в представлена небольшими и маленькими размерами. B геологии при оценке осадочных горных пород различают: валуны крупные размерами 500 мм, валуны средние 500-250 мм, валуны мелкие 250-100 мм, гальку 100-10 мм, гравий крупный 10-5 мм, гравий мелкий 5-2 мм, песок грубый 2-1 мм, песок средний 0,5-0,25 мм, песок мелкий 0,25-0,1 мм, алеврит 0,1-0,05 мм, пыль 0,05-0,005 мм, глину до
0,005 мм. B нефтяной промышленности гранулометрический состав горных массы, является очень важной характеристикой для разработки месторождения, выбора метода его эксплуатации, подбора различных оборудований, подходящих для осуществления добычи и переработки нефтяной эмульсии и методы борьбы с механическими примесями на разных стадиях эксплуатации. B зависимости от цели исследования и размеров частиц гранулометрический состав определяют прямыми и косвенными методами гранулометрии.
Гранулометрический состав может быть выражен в виде дискретной или непрерывной зависимости содержания частиц от их размеров. Для определения дискретной зависимости интервал размеров всех частиц анализируемого вещества подразделяют на классы и гранулометрический состав представляют в виде процентного содержания частиц каждой из фракций. B зависимости от размера максимальной частицы шлама классификация по крупности осуществляется грохочением пробы на наборе
сит, данный метод называется ситовой анализ, либо гидравлической классификацией материала. Величина фракции показывает содержание в веществе частиц в интервале размеров, ограничивающих фракцию.
Графически изображение гранулометрического состава в виде непрерывной зависимости называется кривой распределения. При построении её по оси абсцисс откладывают размеры частиц, a по оси ординат
- суммарное содержание всех частиц от начала отсчёта до данной точки, получая интегральную суммарную кривую распределения. Если по оси ординат откладывают относительно содержание фракций, причём разность между средними размерами частиц каждой фракции стремится к нулю, получают дифференциальную кривую распределения (рисунок 2.3.1).
Рисунок 2.3.1 – Гранулометрический состав, выраженный в виде
интегральной (верхний график) и дифференциальной (нижний график)
кривых распределения частиц по размерам
Графически изображение гранулометрического состава в виде непрерывной зависимости называется кривой распределения. При построении её по оси абсцисс откладывают размеры частиц, a по оси ординат
- суммарное содержание всех частиц от начала отсчёта до данной точки, получая интегральную суммарную кривую распределения. Если по оси ординат откладывают относительно содержание фракций, причём разность между средними размерами частиц каждой фракции стремится к нулю, получают дифференциальную кривую распределения (рисунок 2.3.1).
Рисунок 2.3.1 – Гранулометрический состав, выраженный в виде
интегральной (верхний график) и дифференциальной (нижний график)
кривых распределения частиц по размерам
Пo результатам анализов гранулометрического состава составляют таблицы, в которых отражают: класс в мм; выход отдельных классов по массе в кг и в %; суммарный кумулятивный выход по плюсу, т.e. выход суммарных остатков или по минусу, т.e. суммарный просев в процентах.
Данные анализа также выражают графически, используя простые, полулогарифмические и логарифмические сетки. Hа оси абсцисс откладывают размеры отверстий контрольных сит, на оси ординат - суммарные остатки. Крупность продукта характеризуют в необходимых случаях верхним или нижним номинальным размером, т.е. размером отверстий контрольного сита, соответствующим установленному допустимому значению остатка просева. Крупность механических примесей оценивают также средним размером песчинок.
3
Анализ существующих способов борьбы с отложениями в нефтяных емкостях
3.1
Проблема формирования нефтяного осадка в оборудование
Во всех добываемых нефтепродуктов в процессе транспортировки
и хранения происходит выпадение осадков. Образование осадков в
нефтяных емкостях приводит к снижению полезного объема,
возникновению коррозионных разрушений, затруднению обследования
состояния емкости. Для эффективной борьбы с отложениями
необходимо выяснить сущность, а также установить основные
закономерности этого процесса.
Образование осадка в емкостях связано с выделением и
последующим осаждением твердой фазы. Выделение твердой фазы
зависит от физико-химических характеристик нефти, температуры и
ряда других факторов, а интенсивность накопления осадков зависит от
конструктивных и технико-эксплуатационных особенностей емкостей.
При длительном хранении нефти различной плотности и вязкости
с учетом постоянно меняющегося температурного режима хранения,
вызванного переменой климатических условий, на днище и стенках
резервуара происходит скапливание отложений, вследствие чего
формирование нефтяных осадков внутри резервуара распределяются
неравномерно. [1]
Проблема очистки нефтяных емкостей от осадочного слоя, образовавшегося сразу после начала эксплуатации нефтяного месторождения возникла в самом начале развития нефтяной промышленности. Решением данной проблемы занимали ученые со всех стран на протяжение большого количества времени и благодаря этому возникло обширное количество методов по борьбе с отложением нефтяного шлама в резервуарах. Некоторые способы претерпели улучшения технологий очистки из-за развития научной
отрасли и создания оборудования, более технологически подходящих для совершения полноценной очистки резервуаров. Но также некоторые методы стали неподходящими из-за внутреннего строения емкостей, вмещающих нефтяные продукты. [8]
Регулярная очистка нефтяного резервуара от нефтешлама является технологически обязательной операцией. Общая схема очистки представлена на рисунке 3.1.1.
Рисунок 3.1.1 – Общая схема процесса очистки
В следствии очистки РВС по степени накопления остатков, было изобретено большое количество методов для очистки механических примесей и АСПО. Выбор метода очистки резервуара зависит от большого количества переменных: физико-химических свойств остатков, конструкции
Регулярная очистка нефтяного резервуара от нефтешлама является технологически обязательной операцией. Общая схема очистки представлена на рисунке 3.1.1.
Рисунок 3.1.1 – Общая схема процесса очистки
В следствии очистки РВС по степени накопления остатков, было изобретено большое количество методов для очистки механических примесей и АСПО. Выбор метода очистки резервуара зависит от большого количества переменных: физико-химических свойств остатков, конструкции
резервуара, рентабельности, от возможности проведения данного метода в климатических условиях нахождения РВС.
3.2
Ручной метод очистки резервуаров
Самым распространенным методом в 1920-е годы являлся ручной способ зачистки, совмещённый с использованием различных механизмов и ручного оборудования. Это процесс был весьма трудоёмким по сравнению с остальными и вреден, также требовал проведения большого количества дополнительных мероприятий по обеспечению безопасности ведения работы в сборочных емкостях для рабочего персонала, что вело к выводу емкости из эксплуатации. В этом методе большое количество недостатков по очистке, что позволили его отнести в разряд бесперспективных. Так же со временем объём емкостей стал увеличиваться из-за чего такой метод перестал использовать в нефтяной промышленности.
3.3
Механический метод очистки резервуаров
Механический способ очистки нефтяных емкостей от шлама производится с помощью различных переносных технических средств, бульдозеров, мини тракторов (рисунок 3.3.1).
3.2
Ручной метод очистки резервуаров
Самым распространенным методом в 1920-е годы являлся ручной способ зачистки, совмещённый с использованием различных механизмов и ручного оборудования. Это процесс был весьма трудоёмким по сравнению с остальными и вреден, также требовал проведения большого количества дополнительных мероприятий по обеспечению безопасности ведения работы в сборочных емкостях для рабочего персонала, что вело к выводу емкости из эксплуатации. В этом методе большое количество недостатков по очистке, что позволили его отнести в разряд бесперспективных. Так же со временем объём емкостей стал увеличиваться из-за чего такой метод перестал использовать в нефтяной промышленности.
3.3
Механический метод очистки резервуаров
Механический способ очистки нефтяных емкостей от шлама производится с помощью различных переносных технических средств, бульдозеров, мини тракторов (рисунок 3.3.1).
Рисунок 3.3.1 – Схема с изображением Мити трактора с его размерами
Применялся в основном для удаления более тяжёлых нефтяных остатков, состоящих из тяжелых АСПО соединений с большим количеством механических частиц в резервуарах большой емкости. Данный способ позволил значительно сократить время на проведение очистки от осадка, но данный метод имеет ряд недостатков существенного значения: большие капитальные затраты на проведение при значительно низком качестве очистки днища резервуара, необходимость доочистки резервуара вручную из-за неспособности полноценного удаления отложений, нарушение целостности резервуара для ввода в них технических средств, повреждение днища из-за работ на нем оборудования большой массы, создание дополнительной системы фильтрации воздуха и подачи ее в область очистки емкости. С учётом современных существующих технологий данный способ является неподходящим из-за разнообразия видов резервуаров хранящий нефть и считается устаревшим и неэффективным в данный момент.
3.4
Метод очистки резервуара с помощью вертикально
плавающим устройством
В 1993 году братья В.Стейплс и Р.Стейплс из США было изобретено вертикально плавающее устройство
(рисунок
3.4.1), снабжённое специальными гидравлическими моторами с пропеллерами, создающими вертикальную и горизонтальную тягу устройства, произвольно передвигая очистное устройство рядом с днищем резервуара.
Рисунок 3.4.1 – Внешний вид плавающего очистного устройства
Режущие головки дробили твердый осадок, и с помощью импеллера образовавшаяся эмульсия с механическими примесями удалялась из резервуара при помощи насосного оборудования. Так как пропеллеры не обеспечивали достаточной управляемости во время очистки резервуара, то в
1996 году очистное устройство подверглось модернизации, основной акцент
был сделан на систему управления прибора. Основной проблемой использования данного устройства заключалось в изменение конструкции крыши резервуара, что не позволило данному устройству получить широкое применение в данной промышленности. [9]
3.5
Гидравлический метод очистки резервуаров
К наиболее рациональным из всех существующих способов борьбы с нефтяными отложениями можно отнести гидравлический. Эффективность данного метода заключается в том, что его можно применить в нефтяной емкости любой конструкции и назначения. Очистка резервуарных емкостей основана на подаче струи воды или нефти под высоким давлением, выходящей из сопла, на донные отложения. Для наибольшего воздействия гидродинамического метода на нефтяные отложения подаваемой жидкостью в резервуар заранее подогревают в специальных устройствах до определенной температуры, что позволяет улучшить и ускорить процесс очистки.
В следствии чего данный вид получил наибольшее количество разработок технических средств, устройств и систем для удаления отложений из резервуаров. Развитие гидравлического метода началось в 1963 году, в котором прошли испытания моечной машинки
ММЗм-ЧГМП, представляющей собой вращающиеся устройство с трёхструнным брандспойтом, закрепленный на конце шланга высокого давления.
В 1964 году ученный С.Г. Джабаров предложил свою схему очистки резервуаров гидромониторами ГМОС-2, располагаемыми в световых люках.
Рабочая жидкость выходила через насадку в виде мощной струи с помощью которой шло разрушение осадочного слоя в резервуарах хранения нефти. Передвижение насадка осуществлялось в вертикальной и горизонтальной плоскости с помощью штурвалов что позволило упростить
3.5
Гидравлический метод очистки резервуаров
К наиболее рациональным из всех существующих способов борьбы с нефтяными отложениями можно отнести гидравлический. Эффективность данного метода заключается в том, что его можно применить в нефтяной емкости любой конструкции и назначения. Очистка резервуарных емкостей основана на подаче струи воды или нефти под высоким давлением, выходящей из сопла, на донные отложения. Для наибольшего воздействия гидродинамического метода на нефтяные отложения подаваемой жидкостью в резервуар заранее подогревают в специальных устройствах до определенной температуры, что позволяет улучшить и ускорить процесс очистки.
В следствии чего данный вид получил наибольшее количество разработок технических средств, устройств и систем для удаления отложений из резервуаров. Развитие гидравлического метода началось в 1963 году, в котором прошли испытания моечной машинки
ММЗм-ЧГМП, представляющей собой вращающиеся устройство с трёхструнным брандспойтом, закрепленный на конце шланга высокого давления.
В 1964 году ученный С.Г. Джабаров предложил свою схему очистки резервуаров гидромониторами ГМОС-2, располагаемыми в световых люках.
Рабочая жидкость выходила через насадку в виде мощной струи с помощью которой шло разрушение осадочного слоя в резервуарах хранения нефти. Передвижение насадка осуществлялось в вертикальной и горизонтальной плоскости с помощью штурвалов что позволило упростить
процесс очистки.
Размытый осадок откачивался из резервуара гидроэлеваторами типа ГЭ и ГВ. [7]
В целях механизации работ по зачистке наземных стальных резервуаров от донных отложений нефти и нефтепродуктов был спроектирован опытно-промышленный образец установки УЗР для зачистки резервуаров, который в 1966 г. прошел испытания в Северо-Западном нефтепроводном управлении на подземном железобетонном резервуаре объемом 10 тыс. м3. Из резервуара было удалено 1440 т донных отложений в течение 83 часовой работы гидравлической системы очистки. Данный метод применяется в совокупности с химическим для увеличения эффективности процесса.
Размытый осадок откачивался из резервуара гидроэлеваторами типа ГЭ и ГВ. [7]
В целях механизации работ по зачистке наземных стальных резервуаров от донных отложений нефти и нефтепродуктов был спроектирован опытно-промышленный образец установки УЗР для зачистки резервуаров, который в 1966 г. прошел испытания в Северо-Западном нефтепроводном управлении на подземном железобетонном резервуаре объемом 10 тыс. м3. Из резервуара было удалено 1440 т донных отложений в течение 83 часовой работы гидравлической системы очистки. Данный метод применяется в совокупности с химическим для увеличения эффективности процесса.
1 2 3 4 5