1. 
   Состав парафиновых отложений
   

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. Парафиновые отложения характеризуются следующим составом: парафины (10-75%), асфальтены (2-5%), смолы (11-30%), связанная нефть (до 60 %), мех. примеси (1-5 %).

2. 
   Системы сбора продукции скважин Западной Сибири
   

В этих системах нашли применение комплексные сборные пункты (КСП) на которых происходит частичная подготовка нефти и ее откачка на ЦСП, называемый еще центральным пунктом подготовки нефти (ЦППН). Сепарация газа осуществляется в две-три ступени. Сепара­ция I ступени происходит при давлении 0,4—0,8 МПа перед ДНС или КСП, а газ поступает на ГПЗ, удаленный на расстоя­нии 100 км и более. В обводненную продукцию на КСП вводят деэмульгатор. В зависимости от того, какие технологические процессы ведут на КСП, выделяют три варианта систем.

3. 
   Температурный режим трубопроводов системы промыслового сбора нефти
   

Как известно, на процесс выпадения парафина из раствора преобладающее влияние оказывает снижение температуры потока, происходящее вследствие отдачи тепла в окружающую среду и разгазирования нефти по длине подъемных труб. Проведенными исследованиями установлено, что в общем, температурном балансе доля охлаждения потока при разгазировании составляет в среднем 23 – 37 %, т. е. основная доля тепла теряется потоком за счет теплоотдачи в окружающую среду. Это в основном происходит в выкидных линиях при движении газонефтяного потока от устья скважины до пунктов сбора нефти.

На характер парафинизации сборных трубопроводов при совместном транспорте нефтегазовых смесей в основном действует распределение температуры по длине участка от устья скважины до пунктов сбора нефти. Потери тепла в выкидных линиях могут различно влиять на распределение и интенсивность парафиновых отложений по длине: чем больше температурный перепад на единицу длины трубопровода, тем больше интенсивность отложений парафина, но при этом зона парафинизации сокращается. Другими словами, чем раньше наступит температурная стабилизация потока, тем меньше участок парафинизации.

---

3. 
   Принципиальная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды
   

Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.

Элемент 3. ДНС—газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.

Элемент 4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

Элемент 5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.

Элемент 6. УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.

Элемент 7. УКПН – установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к. одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.

Элемент 8. Установка подготовки воды – КНС. Вся водная фаза ( как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.

Элемент 9. КНС – нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.

3. 
   Способы защиты трубопроводов от внутренней коррозии
   

Ингибиторы, защитные покрытия, коррозионностойкие трубы

3. 
   Установки для измерения дебитов при групповом сборе
   

---

Существуют различные типы групповых измерительных установок -- «Спутник-А», «Спутник-Б» и «Спутник-BMP»

«Спутник А». Предназначена для автоматического измерения дебита скважин, подключенных к групповой установке, для контроля за работой скважин и автоматического отключения их при аварийном состоянии на групповой установке. Установку применяют при однотрубной системе сбора на нефтепромыслах, когда температура окружающей среды низкая.

Автоматизированная установка «Спутник-Б» в отличие от рассмотренной установки «Спутник-А» предназначена не только для измерения дебита жидкости, но также для определения содержания воды и газа в продукции скважин. Конструкцией предусмотрены устройства для подачи деэмульгаторов в нефтяной поток.

Автоматизированная установка «СпутникВМР-40-14/400» предназначена для автоматического измерения и регистрации производительности каждой из 14 подключенных нефтяных скважин, а также вычисления суммарного их суточного дебита.

3. 
   Теоретические основы электрохимической коррозии металлов
   

Электрохимическая коррозия возникает в результате работы множества макро- или микрогальванопар в металле, соприкасающемся с электролитом.

Причины возникновения гальванических пар в металлах:

• 
  Соприкосновение двух разнородных металлов;
  
• 
  Наличие в металле примесей;
  
• 
  Наличие участков с различным кристаллическим строением;
  
• 
  Образование пор в окисной пленке;
  
• 
  Наличие участков с различной механической нагрузкой;
  
• 
  Наличие участков с неравномерным доступом активных компонентов внешней среды, например, воздуха,
  

И таким образом, образуются гальванические элементы, микропары, то есть образуются анодные и катодные участки. Анодом является металл с более высоким отрицательным потенциалом, катодомявляется металл с меньшим потенциалом. Между ними возникает электрический ток.

3. 
   Сепарация нефти от газа
   

В процессе подъема нефти из пласта и транспорта ее до ЦППН постепенно снижается давление, и газ выделяется из нефти. Объем газа по мере снижения давления увеличивается, и поток нефти будет двухфазным или нефтегазовым. В случае расслоения воды и нефти поток может быть трёхфазным.

Объём газа при нормальных условиях обычно в несколько десятков раз больше объёма жидкости, поэтому совместный транспорт нефти и газа осуществляют под давлением на экономически целесообразные расстояния (до ДНС), а затем выделившийся при данных условиях газ отделяют и транспортируют отдельно.

---

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором это происходит, называется нефтегазовым сепаратором, или двухфазным сепаратором. Если в сепараторе производится ещё и отделение пластовой воды – это трёхфазный сепаратор.

Все групповые замерные установки (ГЗУ) оснащены нефтегазовыми сепараторами с целью раздельного измерения дебита по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются в один поток и под собственным давлением поступают на ДНС.

3. 
   Защита трубопроводов от внешней коррозии
   

Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наружной поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуждающих электрических токов, которая осуществляется с помощью противокоррозионных диэлектрических покрытий, обладающих водонепроницаемостью, прочным сцеплением с металлом, механической прочностью. Для изоляции промысловых трубопроводов применяют покрытие на битумной основе и на основе полимеров.

Активные способы защиты трубопроводов от наружной коррозии предусматривают создание такого электрического тока, в котором весь металл трубопровода, несмотря на неоднородность его включений, становится катодом, а анодом является дополнительно размещенный в грунте металл. Существуют два вида активной защиты трубопроводов от наружной коррозии — протекторная и катодная. При протекторной защите рядом с трубопроводом размещают более активный металл (протектор), который соединяют с трубопроводом изолированным проводником. Протекторы изготовляют из цинка, алюминия или магниевых сплавов. При катодной защите с помощью источника постоянного тока (катодной станции) (рис.35). создают разность потенциалов между трубопроводом и размещенными рядом с трубопроводом кусками металла (обычно обрезки старых труб, металлолом) так, что на трубопровод подается отрицательный заряд, а на куски металла -— положительный. Таким образом, дополнительно размещаемый в грунте металл как в протекторной, так и в катодной защите, является анодом и подвергается разрушению, а наружная коррозия трубопровода не происходит.

3. 
   Предварительный сброс пластовой воды
   

УПСВ

3. 
   Причины и механизм образования парафиновых осложнений в трубопроводах.
   

Необходимыми условиями образования отложений являются:

1) снижение температуры потока нефти до значений, при которых возможно выделение из нефти твердых парафинов. Необходимые температурные условия возникают прежде всего на внутренней стенке трубы;

---

2) перепад температур: с увеличением разницы между температурами окружающей среды и потока нефти количество отлагающегося парафина пропорционально возрастает;

3) давление и газовый фактор: при давлениях выше давления насыщения температура начала выпадения парафинов возрастает с увеличением давления. Если давление ниже давления насыщения, то при снижении давления наблюдается рост температуры начала кристаллизации, что объясняется увеличением объема выделяющегося газа, который существенно влияет на растворимость парафина в нефти и понижение температуры нефтегазового потока 

3. 
   Классификация трубопроводов
   

По роду транспортируемого вещества

По материалу

По условному давлению

По температуре

По степени агрессивности

По месторасположению 

По степени воздействия на организм человека.

По пожарной опасности

3. 
   Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений
   

Тоже самое что и 11

3. 
   Увеличение пропускной способности трубопровода
   

Распространенными способами увеличения пропускной способности являются: очистка трубопроводов, сооружение дополнительных насосных станций, установка насосных агрегатов, установка вставок большего диаметра, строительство лупингов и использование противотурбулентных присадок.

3. 
   Химические методы борьбы с отложениями парафина
   

Химические методы борьбы с отложениями парафина развиваются и создаются по двум основным направлениям:

• 
  удаление смолопарафиновых отложений с помощью органических растворителей и водных растворов различных композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ);
  

• 
  предотвращение отложения парафина применением химпродуктов, ингибирующих процесс формирования смолопарафиновых отложений.
  

3. 
   Структуры газожидкостного потока в горизонтальных и наклонных трубопроводах
   

3. 
   Предотвращение отложений парафина с помощью магнитного поля
   

Центрами кристаллизации парафинов могут служить примеси железа, которые содержатся в попутной воде и в нефти в концентрациях от 10 до 500 г/т. Эти примеси сформированы, в основном, ферромагнитными микрокристаллами окислов железа. Нефтеводогазовая смесь, поступающая в скважину, содержит в своем составе 

---

Смотрите также файлы

• Автоматические установки обнаружения и тушения пожаров.docx

• Тема изучаем свой край.pptx

• Математике.docx

• Родной поселок.docx

• Сценарий мероприятия День Героев Отечества.docx