Гидравлический расчет трубопровода

При движении жидкости по трубопроводу происходит потеря давления по его длине, это происходит вследствие гидравлических сопротивлений.

Величина потерь давления (напора) зависит от диаметра трубопровода, состояния внешней поверхности стенок (гладкие, шероховатые), количества перекачиваемой жидкости и ее свойств.

Зависимость между путевой потерей напора и расходом жидкости называют характеристикой трубопровода.

Гидравлический расчет основан на уравнении Бернулли:

(Z₁+P₁/ρg+α₁ υ₁²/2g)- (Z₂+P₂/ρg+α₂ υ₂²/2g)=h_п.п.

z – потенциальная энергия положения жидкости, м (геометрический напор)

P/ρg - потенциальная энергия давления жидкости, подометрический напор или статистический напор

υ²/2g - удельная кинетическая энергия движущейся жидкости, скоростной или динамический напор

α - коэффициент Кориолиса, при турбулентном движении они равны 1

Потери напора при преодолении трения по длине трубопровода при установившемся течении определяют по формуле Дарси-Вейсбаха

…(2) …(3)

l - коэффициент гидравлических сопротивлений, зависит от режима движения жидкости

зависит от Рейнольдса, шероховатости внутренней стенки трубы

ε=2е/D

е – абсолютная шероховатость стенки трубы, см

Re= υd/v=4Q/πDv=4Qρ/ πDμ

При R_е<2320 ламинарный режим

λ=64/Re

λ- не зависит от шероховатости.

При Re>2320 течение турбулентное и делится на три зоны:

1 зона – гидравлически гладких труб

λ=f(Re) 2320<Re<Re_пер1

2 зона – переходная зона (смеженное трение)

λ=f(Re, ε) Re_пер1<Re<Re_пер2

3 зона – гидравлически шероховатых труб (автомодельная зона)

λ=f(ε) Re_пер2<Re

Для 1 зоны l определяется по формуле Блазиуса

 

 

λ=0.3164/Re^1/4

Для 2 зоны l определяется по формуле Исаева-Альтшуля или Колбрука-Уайт

1/l=-1.8lg((Kэ/3.7D)^1.11+6.8/Re)

К_э – эквивалентная шероховатость

Kэ=L/D

l=0.11(Kэ/D+68/Re)^0.25 - формула Альтшуля

Формула Колбрука-Уайта

l ^{- ½} = -2lg(Kэ/3.7D+2.51/Rel ^1/2)

Для 3 зоны формула Никурадзе

l=1/(1.74-2lgε)²

Определение потерь напора на местные сопротивления

hмс=υ²/2g

Где - коэффициент местного сопротивления, зависит от Рейнольдса, формы местного сопротивления, шероховатости и степени закрытия запорных устройств

- υ - средняя скорость движения жидкости местного потока за местным сопротивлением

Местные сопротивления определяют по эквивалентной длине

- Lэ - эквивалентная длина

hтр=l(Lэ/D)( υ²/2g)

Lэ=D/l

Расчет трубопроводов при движении однофазной жидкости.

ПРОСТОЙ трубопровод имеет постоянный диаметр по всей длине и не имеет никаких отводов.

Гидравлический расчет сводится к определению одного из параметров

1. пропускная способность трубопровода (Q) при известных: D, l, r, g,dz=z1-z2

2. необходимо определить начальный напор Н₁, Р₁ при известных Н₂ или Р₂ в конце участка трубопровода, длине, плотность жидкости, l, r_ж, g_а, D, dz , Qж

3. определение диаметра трубопровода, способного пропустить заданный расход Q_ж при тех же известных условиях

Задача 1 решается графоаналитическим методом, строится напорная характеристика и при необходимом напоре определяется и определяется скорость, Рейнольдс и потери напора Q® υ ® R_е®l®Н

Задача 2 решается Q®v®R_е®l®Н®Р

Задача 3 решается Di®Rei®li®Hi®характеристика

Если D_исх. не соответствует ГОСТам, то округляют до ближайшего большего

 

Любой сложный трубопровод можно представить как ряд последовательных или параллельных трубопроводов.

Сложный трубопровод различим диаметром по длине и отводы, при гидравлическом расчете встречаются 4 случая:

1. жидкость из раздаточного коллектора отбирается, при этом D = const

2. жидкость поступает в коллектор, при этом D изменяется

3. жидкость поступает в коллектор, который имеется

4. трубопровод имеет форму кольца.

 

Сущность процессов при движении в трубопроводе нефтегазовых смесей.

По большинству трубопроводов транспортируются двухфазные или трехфазные жидкости, характеризующиеся различными структурными формами.

Под структурной формой движения двух- или трехфазного потока понимается взаимное расположение газовых и жидких фаз при движении по трубопроводу.

При этом на границе раздела фаз возникает межфазное натяжение, различные усилия выделяют различное количество потоков структур.

Мамаев, Гужо, Сахаров – Россия

Беккер, Арманд и др. – зарубежные

Выделяют 7 структур.

1. Поток с отдельными пузырьками газа

2. Поток с пробками газа

3. Расслойный поток

4. Волновой поток

5. Пробковое течение

6. Эмульсионный (пенистый, сотовый)

7. Пленочный поток.

Разнообразие структурных форм движения жидкости определяется двумя параметрами.

1)Критерий Фруда смеси ( Frсм)

Frсм= υ²_с./gD ; υ_с=(Vв+Qж)/S

2)Расходное газосодержание b

Для водо-воздушной смеси

b=Vв/(Vв+Qж)

Для нефтегазоводяных смесей b определяется

где в_н - коэффициент обычного расширения нефти

- Г_ф ,Г_р - газовый фактор, фактический и растворимый

- W - обводненность нефти в долях единиц

- P₀ .P_ср - среднее давление в трубопроводе и атмосферное

- Т₀ , Т_ср - средняя температура в трубопроводе и температура при нормальных условиях (0°С)

При движении газожидкостных смесей в трубах из-за большой разницы физических свойств компонентов имеет место относительное движение фаз, истинное газосодержание смеси не равняется обычному газосодержанию.

Истинное газосодержание учитывает относительное скольжение фаз.

Φ=Fr/F=Fг/(Fг+Fж)

Относительно площади, занимаемой газом и общей площади

Φ=Fг/(Fг+Fж) ; 1- Φ= Fг/(Fг+Fж)

На j оказывают влияние физические свойства жидкости и газа, Диаметр трубопровода, а также наличие нисходящих и восходящих участков трубопровода.

Если отношение движения жидкости газа = 0, то j=b

Если Wг>Wж ,то Φ<b

Опытным путем установлено, на соотношение между j и b влияет параметр Фруда

Fr=f(Ри/Ртяж)

И построены следующие зависимости

 

Fr1>Fr2>Fr3

ρ_см=(1-j)ρ_ж+jρ_г

- j=l_см/l - приведенный коэффициент сопротивления, учитывающий относительное движение фаз или отношение рассматривается как град. давления смеси к град. давления однофазной жидкости при одинаковом расходе.

dPсм/dPж=f(b) ; Φ=f(Fr, b)

Основное уравнение, описывающее одномерное движение смеси при пробковом и стержневом режимах будет в следующих видах

ΔPсм=l_см*(L/D)*( υ²_см/2) ρ_в+-dzg ρ_ф

Δz - разность отметок конца и начала расчетного участка трубопровода

 

+ относится к восходящему течению смеси

- к нисходящему течению

 

 

Насосы и насосные станции. Назначение и классификация.

 

1. Нефтенасосная станция

Индивидуальные насосные станции для обслуживания отдельных скважин

ДНС

технологические насосные станции

специальные насосные станции

Головные насосные станции

2. Насосные станции водоснабжения

водозаборы

станции 1-го, 2-го и 3-го подъема

Кустовые насосные станции

Канализационные насосные станции

3. Насосные станции для охлаждения компрессора

4. Насосные станции для закачки специальных жидкостей в пласт

У каждого применяемого типа насоса есть свои положительные и отрицательные стороны, которые приходится учитывать при выборе насосных станций.

Центробежный насос:

+ - насосы большой производительности до 4000 м³\сут., развиваемый напор до 200 м.

- Гибкие характеристики ( количество секций насоса)

- Простота конструкции (малое количество конструктивных элементов)

- Небольшая металлоемкость

- Возможность непосредственного подключения электродвигателя к валу насоса (использовать без редуктора)

- Высокий КПД

- При вязкости жидкости менее 20 мПа*с КПД доходит до 70%

- Центробежный насос может работать при закрытой задвижке

- Работа центробежного насоса легко автоматизируется

- - Они не могут перекачивать высоковязкие жидкости

- Работают с небольшим содержанием механических примесей

Поршневые насосы:

+ - Перекачка высоковязких жидкостей

- Независимость расхода от давления

- - трудность достижения высокой производительности в связи с тихоходностью и большим количеством движущейся массы

- Громоздкость и высокая металлоемкость

- Имеет большое количество деталей, которые могут быстро выходить из строя

- Высокая стоимость

- Невозможность плавного изменения производительности насоса

- Невозможность работы при повышенном содержании механических примесей

- Невозможность пуска и работы при закрытой задвижке.

Винтовые насосы:

Они предназначены для перекачки высоковязких механических примесей с большим содержанием механических примесей.

Шестеренчатые насосы:

Их применяют при небольших расходах жидкости и с небольшим содержанием механических примесей.

Насосные станции выполняются в блочном исполнении и обозначаются БНС и состоят из следующего оборудования:

Магистральные и подпорные насосные агрегаты

КИП и автоматика

Вспомогательное оборудование:

Системы смазки, охлаждения, вентиляция и они оборудуются специальным отводом перекачиваемой жидкости в случае утечек.

Блочная Нефтенасосная станция

Состоит из 4 насосных блоков и блокоуправления, насосный блок состоит из основания укрытия установки насосного агрегата, трубопроводной обвязки системы вентиляции, отопления, электрооборудования, приборов контроля и автоматики. Существует несколько типов БНС

1. Конструкция БашКИПИнефть

2. Конструкция ТатКИПИнефть

3. Для сепарационных установок (насосы откачки)

4. Автономные перекачивающие агрегаты

Они отличаются количеством насосом размещением.

 

Компрессоры и компрессорные станции.

Предназначение:

- для сбора попутного газа

- перегонки газа на ГПЗ

- компрессоры применяют для

- перегонки газа потребителю

Компрессор – это машина для сжатия воздуха или газа до избыточного давления не менее 2 атм. Если давление менее 2 атм., то они относятся к вентиляторам.

Подразделяются по устройству:

- обычные (поршневые, винтовые пластинчатые)

- полаточные турбокомпрессоры (центробежные и осевые)

По давлению, создаваемому в зависимости от давления нагнетания

- низкого давления от давления от 0,2 до 1 МПа

- среднего давления от 1 до 10 МПа

- высокого от 10 до 100 МПа

- сверхвысокого более 100 МПа

По техническому исполнению компрессоры подразделяются на

1. ротационные

2. поршневые

3. турбокомпрессоры

4. винтовые

 

1. ротационные применяются при небольшом расходе и давлении до < 0,20 МПа

2. турбокомпрессор Р_наг.<1 МПа

3. поршневые Р_наг.>1 МПа

4. винтовые применяются при высоком содержании жидкости

На нефтяных промыслах применяют вакуумные компрессорные станции. Дожимные компрессорные станции, компрессорные станции для газлифта, технологические компрессорные станции, которые применяются при подготовке газа и при низкой температурной сепарации.

Компрессорная станция состоит из:

1 – машинный зал с компрессором

2 – система охлаждения компрессора

3 – система питания компрессора

4 – система смазки

система контроля (управления) автоматики.

 

Технологическая схема компрессорной станции

.

 

1 – входной газосепаратор

2 – первая ступень сжатия (компрессирования)

3 – масляный фильтр

4 – холодильники первой ступени

5 – сепаратор первой ступени, где происходит отделение жидкости, и газ идет на вторую ступень сжатия

6 – вторая ступень сжатия

7 – масляный фильтр второй ступени

8 – холодильники второй ступени

9 – сепаратор второй ступени

10 – газораспределительный пункт (гребенка)

Жидкости из сепаратора 1, 5, 9 поступают в емкости для хранения конденсата

12 – насосная станция для перекачки конденсата, откуда конденсат идет либо в общий поток

13 – КИП и автоматика, которая управляет компрессором и сепаратором

На компрессорной станции имеются более 2 компрессоров

14 – компрессорная станция

Компрессорные станции служат на

 

Нефтепромысловые резервуары и резервуарные парки.

Нефтепромысловые резервуары предназначены для хранения, приема и отпуска нефти.

Необходимы для бесперебойной работы скважин, для наполнения, кратковременного хранения и учета сырой товарной нефти.

Для обеспечения бесперебойной работы магистрального трубопровода.

Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, называют резервуарным парком.

Общий объем товарного резервуарного парка должен быть равен двухсуточной плановой производительности всех эксплуатационных скважин месторождения.

В резервуар входит:

- насосная станция

- котельная

- вспомогательные устройства

- средства пожаротушения

- КИП и автоматика

- Небольшие мастерские.

Классификация резервуаров следующая:

1. По назначению:

1)сырьевые

2)товарные

3)технологические

4)для хранения воды

2. По материалу изготовления:

1)металлические (10-15 лет)

2)железобетонные

3)каменные

4)земляные

3. По отношению к уровню земли

1)наземные

2)подземные (максимальный уровень жидкости на 20 см ниже отметки площадки)

3)полузаглубленные

4. По величине избыточного давления

1)низкого давления (Р_изб. – 200 мм водного столба)

2)высокого давления (Р_изб. - 2000 мм)

5. По конструкции

1)вертикальные, цилиндрические

- с плоской крышей

- с конической крышей

- с сферической крышей

2)горизонтально цилиндрические

- с плоскими боковинами

- пространственные боковины

3)вертикально прямоугольные

4)горизонтальные круглые

5)сфероидальные

- сферические

- каплевидной формы

- многокупольные

6. По технологическим операциям

Обозначения РВС от 100 до 10000м³

 

Основные элементы резервуаров.

- Корпус, материал изготовления листовая сталь, толщина стенки от 4 до 10 мм.

- Днище, толщина стенки 5 мм.

- Крыша, толщина стенки 2,5 мм.

- Арматура

Диаметры резервуаров

- 5330 до 33350 мм

- Высота 5510 до 12270 мм

Масса 4,98 т до 174,44 т

Резервуары средней и большой емкости изготавливают с переменной толщиной стенки в нижней части резервуара.

Давление, испытываемое в резервуарах, распределяется по закону треугольника. P=ρgh

 

Толщину стенки определяют , δ=( ρghP)/2Rz

 

h – высота столба от уровня до рассматриваемого пояса резервуара

R_z - допустимое напряжение на растяжении

При сооружении резервуара корпуса, стальные пояса могут располагаться тремя способами:

1)ступенчатым

2)телескопическим

3)встык

Перед сооружением резервуара подготавливается фундамент резервуара. Он состоит:

- верхний слой – гидрозащита

- низкозернистый песок

- крупнозернистый песок

- гравий – нижний слой.

 

 

1 – световой люк

2 – вентиляционный патрубок

3 – огневой предохранитель

4 – дыхательный клапан

5 – замерный люк

6 – указатель уровня

7 – люк лаз

8 - сифонный клапан

9 – подъемная труба

10 – хлопушка

11 – шарнир подъемной трубы

12 – приемно-раздаточный патрубок

13 – перепускное устройство

14 – лебедка

15 – управление хлопушкой

16 – роликовый блок.

 

Обводненность нефти и условия образования эмульсии.

При разработке месторождений наступает момент, когда с продукции скважин начинает поступать вода, вначале содержание воды низкое, потом количество воды начинает расти.

При подъеме нефти с водой начинает образовываться эмульсия.

Эмульсия – это механическая смесь двух взаимно нерастворимых жидкостей нефть и вода, одна из которых распределяется в объеме другой в виде капелек различных размеров.

Образование эмульсий обусловлено процессом адсорбции на поверхности раздела фаз естественных ПАВ, к ним относятся смолистые вещества, асфальтены, продукты взаимодействия нафтеновых кислот и солей, которые находятся в пластовой воде.

Образованию эмульсий должны предшествовать понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя.

Оба эти явления связаны с кипением в системе третьего компонента эмульгатора.

Эмульгаторы бывают гидрофильные, гидрофобные. Образованные эмульсии можно классифицировать на три основных типа:

1. Обратные эмульсии – вода в пласте, т.е. капельки воды находятся в нефти. Дисперсная среда – нефть.

2. Нефть в воде или масло в воде – прямой тип, когда капельки нефти находятся в воде.

3. Смешанный тип – вода находится в нефти, которая в капельках воды.

Обратный тип образуется при обводненности 75-80%. При увеличении содержания воды обратный тип переходит в прямой тип. Выше прямой и смешанный.

 

Свойства водонефтяных эмульсий.

1. Плотность

ρ_э= ρ_н(1-β)+ ρ_в β

2. вязкость; нефтяные эмульсии, являясь дисперсными системами, т.е. имея определенную структуру, обладают аномальной вязкостью, т.е. их движение не подчиняется закону вязкого течения, т.е. зависимость напряжения σ от градиента скорости не является линейной.

Для систем с аномальной вязкостью коэффициент вязкости не является постоянной величиной, а зависит от условий движения и градиента скорости, в этом случае вязкость называется кажущейся или эффективной, причем она будет зависеть от содержания водной фазы и температуры.

При увеличении температуры вязкость эмульсии будет снижаться

t₁ <t_2<t₃

Формулы для определения вязкости не существует, для различных условий она определяется экспериментально, и формулы разные.

Дисперсность эмульсии – раздробленность капель воды или нефти и их размеров, она определяется тремя параметрами:

1. Диаметр капелек.

2. Обратная величина диаметра капельки. D=1/d

3. Удельная межфазная поверхность – это отношение суммарной поверхности капелек к общему их объему Sуд=S/V

Для частицы шарообразной формы Sуд=S/r

Удельная поверхность обратно пропорциональна размерам частицы. Чем меньше размеры частицы, тем больше удельная поверхность.

По дисперсии эмульсии различают мелкодисперсные с размером капелек воды от 0,2 до 20 мк, среднедисперсные от 20 до 50 мк, грубодисперсные от 50 до 100 мк.

Наименьшие размеры частиц, если рассматривать по участкам, наблюдаются после сепаратора и после насоса.

Устойчивость или стабильность.

Это способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.

Устойчивость определяется временем ее существования. Она зависит от температуры, т.е. при повышении температуры устойчивость снижается, это связано со снижением механической прочности адсорбционных оболочек.

Так же на устойчивость влияет рН – водородный показатель. С увеличением рН снижаются реологические свойства на границе раздела фаз, что ведет к расслоению эмульсий. Увеличение рН достигается введением щелочи.

Адсорбция диспергированных эмульгаторов на водонефтяной поверхности и утолщение межфазного бронированного слоя всегда протекает во времени, поэтому эмульсия со временем становится более устойчивой, т.е. происходит старение эмульсии, различают кинетическую и агрегативную устойчивость эмульсий.

Кинетическую чаще всего называют сидементационную устойчивость, она характеризуется количеством внутренней энергии, проявляемой системой противодействия всплытию и осаждению частиц за счет гравитационных сил.

Обозначают

ν – скорость осаждения глобул радиусом r

Устойчивость зависит от вязкости эмульсии μ.

Агрегативная устойчивость – это способность глобул дисперсной фазы при их столкновении друг с другом сохранять свои первоначальные размеры.

Она определяется:

Ay=((W₀-W)/W)*100%

W₀ - общее содержание дисперсной фазы в эмульсии

W – количество дисперсной фазы, расслоившейся в процессе центрифугирования.

Так же можно определить по диаметрам частиц с помощью микроскопа.

Таким же образом изменяется агрегативная устойчивость, после сепаратора агрегативная устойчивость увеличивается.

 

Разрушение нефтяных эмульсий.

Существует несколько способов разрушения, деэмульгирования нефтяных эмульсий обратного типа:

1) Внутритрубная деэмульгация за счет подачи искусственных поверхностно активных веществ, более поверхностно активных, чем естественный Пав

2) Гравитационное разделение (отстой)

3) Центрифугирование

4) Фильтрация через твердые поверхности (гидрофильные, гидрофобные)

5) Термохимическое воздействие (тепло + химические вещества)

6) Электродегидрирование

7) Барбатирование через слой воды

Как правило, эти способы используются комбинированно, т.е. эти способы совмещают.

1)Деэмульгаторы – это вещества, понижающие поверхностное натяжение, делятся на 2 основные группы:

- ионогенные (образуют ионы водных растворов)

- неионогенные (не образуют ионы водных растворов)

Принцип действия:

Деэмульгаторы, адсорбируясь на поверхности раздела фаз нефть – вода, вытесняют и замещают поверхностно активные природные эмульгаторы.

Пленка, образованная деэмульгатором, менее прочная, по мере накопления деэмульгатором на поверхности капелек воды, между каплями возникают силы взаимного притяжения.

Процесс слияния капелек воды называется коалисценцией, а слипание глобул при столкновении называется флокуляцией (хлопьеобразование).

Разделение эмульсий вода в масле можно разделить на несколько стадий:

1. Распределение деэмульгатора по всему объему нефтяной фазы.

2. Проникновение реагента в защитные слои и их разрушение.

3. Сближение и коалисценция капель воды и их осаждение за счет гравитационных сил.

4. Интенсификация процессов слияния.

2)Основными показателями, характеризующими процесс отстоя, являются:

1. Время отстоя эмульсии.

2. Температура эмульсии.

3. Количество деэмульгатора.

4. Остаточное содержание воды и солей в нефти после отстоя.

 

τ=2,5… 4 часа (время отстоя)

t=30ºС… 40ºС

q_пав=20… 30 Гр\т (количество деэмульгатора)

П_в=0,2… 1,0% (содержание воды)

С_солей=50… 1000 м²\л (содержание солей)

Гравитационное отстаивание эмульсии происходит в аппаратах предварительного сброса воды, отстойниках, резервуарах и электродегидраторах.

При расчете отстойной аппаратуры пользуются законом Стокса.

d – диаметр капель

ρ – плотность

μ – вязкость нефти

Эти формулы справедливы для одиночных капель, для обводненности до 3-4%, капля находится в нефти.

Для реальных эмульсий используют формулу Адамара-Рыбчинского

V – скорость седиментации (осаждения)

- μ - динамические вязкости дисперсной среды дисперсной фазы

- r - радиус частицы

- ρ - плотности дисперсной среды и дисперсной фазы

Cкорость седиментации полидисперсной эмульсии

V – объем эмульсии

r – радиус частицы

n- количество частиц I – го размера

- скорость седиментации -той частицы

В настоящее время на промыслах применяют напорные отстойники в виде горизонтальных цилиндрических емкостей .

Существуют в зависимости от направления ввода эмульсии 2 класса отстойников с вертикальным движением потоков и горизонтальным.

При вертикальном движении нефти эмульсию вводят через трубчатые перфорированные наконечники, которые могут располагаться в нижней части аппарата в слое дренажной воды.

Расчитывают несколько этапов процесса отстоя:

1. Каплеобразование (распыление водонефтяной эмульсии в водной фазе). Ввод эмульсии осуществляется в слой воды.

2. Всплывание крупных капель эмульсии в водной фазе.

3. Переход нефтяных капель через границу раздела нефть – вода.

4. Прохождение струек сырья через промежуточный слой эмульсии, т.е. над границей нефть – вода имеется промежуточный слой.

5. Протекание через кипящий слой, состоящий из взвешенных глобул воды, выше промежуточного слоя.

При горизонтальном движении имеется преимущество, т.к. в них отсутствует вертикально взвешивающие скорости, однако в них на границе раздела фаз всегда образуется эмульсионный промежуточный слой в форме клина, утолщающегося к выходу.

 

3)Центрофугирование.

Разделение характеризуется центробежным критерием Фруда

Frу=Fy/Fт

Fry=mν_в²/mgr= ν_в²/rg

τ=(18μ_н/d²ω²ρ_в)ln(R/r₀)

τ – время нахождения эмульсии в центрифуге

R – радиус центрифуги

r₀ -радиус оси

Определяют предельный размер частицы воды, осаждающейся в центрифуге

dпр=√((18μ_н/d²ω²ρ_в)ln(R/r₀))

Т.е. при разрушении эмульсии в центрифуге задаются диаметром капелек воды, которые должны удалиться из нефти и определяют необходимое время нахождения эмульсии в центрифуге.

4)Прохождение и фильтрация через твердые поверхности.

Нестойкие и средней стойкости эмульсии хорошо разрушаются при прохождении через фильтрующий слой, которым может быть гравий, битое стекло, полимерные шарики, древесные и металлические стружки.

Этот способ основан на том, что молекулы жидкости лучше взаимодействуют с молекулами твердых веществ, чем между собой, при этом жидкость растекается по поверхности, т.е. смачивают ее.

Расстилание происходит до покрытия твердого тела жидкостью.

5)Термохимическое воздействие.

Термообработка эмульсии.

При нагревании водонефтяной эмульсии происходит:

1. обратная диффузия эмульгатора с блокирующих оболочек нефти

2. снижение прочности блокирующих оболочек

3. снижение межфазного натяжения на границе нефть – вода

4. увеличение объема капель дисперсной фазы и увеличение вероятности их столкновения

5. увеличение разности плотностей

6. уменьшение вязкости нефти

Каплеобразователи.

Для доведения ПАВ до капелек пластовой воды и разрушения бронирующих оболочек применяют каплеобразователи. Они бывают двух типов:

1. трубчатые

2. обычные

Линейный каплеобразователь изготавливают из обрезков труб разного диаметра и располагают на опорах горизонтальной плоскости.

Диаметры обрезков труб увеличиваются от секции к секции в направлении движения обрабатываемой эмульсии.

1. Вход эмульсии

2. колено каплеобразователя

3. выход расслоенного потока нефти и воды

1 секция: массообменная.

Предназначена для разрушения бронирующих оболочек и укрупнения их за счет турбулентности потока.

2 секция: для коалисценции капель воды до более крупных размеров при снижении турбулентности потока.

3 секция: для возможного расслоения потока на нефть и воду за счет гравитационных сил.

6)Электродегидраторы.

Однородное электрическое поле попадает капля воды, она поляризуется и между двумя каплями образуются взаимные силы и происходит слияние, замена безводной нефти эмульсией, вода в нефти нарушает однородность электрического поля, расположение силовых линий меняется в результате индукции, диспергированные капли воды поляризуются и вытягиваются вдоль линии поля с образованием в вершинах капель воды электрические заряды противоположны по знаку зарядам на электродах.

Под действием основного и дополнительного электрических полей сначала происходит упорядочение движения, а затем столкновение капель воды, это обусловлено силами притяжения:

F=(k ع²r⁶)/L²

- k - коэффициент пропорциональности

- ع - напряженность электрического поля

- r - радиус капли

- L - расстояние между центрами капель.

Если L мало, а r больше, то силы притяжения велики, поэтому адсорбированные на поверхности капель воды оболочки сравниваются и разрушаются.

Технологические схемы обезвоживания нефти.

1. Газосепарационный узел. Вторая ступень сепарации.

2. отстойник предварительного сбора воды.

3. печь подогрева.

4. узел обезвоживания нефти.

5. каплеобразователь.

6. гравитационный отстойник эмульсии

Совершенствование процесса подготовки нефти возможно в нескольких направлениях, одним из этих направлений является притяжение автоматизированного блочно-комплектного образования.

 

 

Обессоливание нефти.

После ступени обезвоживания нефть удовлетворяет норму по содержанию воды, однако минерализация и состав воды, по содержанию хлористых солей и минерализации превышает допустимую норму, поэтому нефть промывают пресной водой.

Принципиальная технологическая схема ступеней обессоливания

 

 

1 – теплообменник

2 – электродегидратор

3 – нефтеотделитель

I. нефть после первой ступени обезвоживается

II. деэтиригатор

III. Щелочь или сода (если в пластовой воде содержатся органические кислоты)

IV. Пресная вода

V. Обессоливание нефти

VI. Дренажная вода системы ППД

VII. Нефть возвращается на прием электродегидратора

Объем пресной воды составляет 5-10%, объем обрабатываемой нефти в электродегидраторах под действием электрического поля происходит слияние капелек пресной и соленой воды. В результате укрупнения капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая направляется в нефтеотделитель для дополнительного отстоя, уловленная в нефтеотделителе нефть снова направляется в электродегидратор.

Стабилизация нефти.

Процесс извлечения легких углеводородов из нефти на прочные называют стабилизацией нефти.

Процесс стабилизации нефти – это завершающая стадия сепарации газа, его применяют для уменьшения потерь легких углеводородов в товарных резервуарах и за пределами прочности. Его осуществляют двумя путями.

1. сепарация углеводородов под вакуум (вакуумная сепарация)

2. сепарация углеводородов при повышении давления и температуры.

 

ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ И ИХ СВОЙСТВА. СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ СТОЧНЫХ ВОД.

Пластовые воды и их свойства.

Воды, добывающиеся вместе с нефтью, называются пластовыми водами.

В зависимости от соотношения содержащихся в водах ионов воды подразделяются на классы.

Cl^- , SO₄^-2 , HCO₃ , Ca²⁺ , Mg²⁺ , Na⁺

1. сульфатисто-натриевые

2. гидрокарбонатно-натриевые

3. хлорнатриевые

4. хлоркальциевые

Каждый класс содержит три группы:

1. гидрокарбонатные

2. сульфатные

3. хлоридные

Эти группы в свою очередь делятся на три подгруппы:

А)кальциевые

Б)магниевые

В)натриевые

Свойства, которые определяют для пластовых вод.

1. плотность

2. рН

3. минерализация

По минерализации воды подразделяются

1)пресные с минерализацией до 1 г\л

2)солоноватые или слабоминерализованные от 1 до 10 г\л

3)соленые и минерализованные от 10 до 50 г\л

4)рассолы свыше 50 г\л

Пластовые сточные воды в отличие от пластовой воды дополнительно содержат до 12% пресной воды. Помимо этого содержатся в составе сточных пластовых вод павы.

При подготовке сточных пластовых вод к ней предъявляются определенные требования.

1. химическая стабильность (стабильность химического состава), т.е. при хранении и транспортировке пластовых сточных вод не должны образовывать твердые взвешенные частицы за счет химической реакции. В воде содержатся ионы бикарбонатов и соли железа Fe(HCO₃)₂. При контакте с кислородом

4Fe(HCO₃)₂+O₂+2H₂O à 4Fe(HO)₃+8CO₂

осадок

образуется осадок и коррозионно активный углекислый газ.

2. Пластовые сточные воды должны обладать повышенной нефтеомывающей способностью.

3. не должна вызывать быстрого снижения приемистости скважин

По содержанию мех. Примесей и нефти, исходя из конкретных геолого-физических условий выбирают эти требования.

Содержание мех. примесей выборочно определяют экспериментальным и промысловым способом.

Степень очистки должна быть такой, чтобы сохранялась приемистость нагнетательных скважин при высоком давлении закачки.

4. Пластовые сточные воды не должны быть коррозионно активными. Углекислый газ в воде увеличивает химическую коррозию, причем при увеличении температуры коррозионная активность СО₂ увеличивается. СО₂ уменьшает рН воды – это приводит к разрушению защитных пленок на металле. Н₂S - коррозия, с ним связано образование H₂S в пластах – он образуется в результате восстановления сульфатов, которые соединяются в воде. При этом происходит окисление углеводородов в нефти до углекислого газа.

CaSO4+CH4 à CaSO3+H₂O+ H₂S

7CaSO4+C₉H₂₀ à 7CaCo₃+2CO₂+3H₂O+7H₂S

H₂S в присутствии с кислородом образуют серную кислоту.

H₂S+2O₂ à H₂SO₄

Также при взаимодействии с железом образуют сульфит железа.

4Fe+2H₂S+3O₂ à 4FeS₃+12H₂O

Снизить коррозионную активность воды по отношению к металлам можно различными способами.

1. Исключение контакта пластовых сточных вод с воздухом.

2. Введение в воду ингибиторов коррозии.

3. Изоляция поверхности труб и оборудование различными покрытиями.

4. Обескислороживание воды.

5. применение металлов стойких коррозии. Также для исключения образования H2S сточные воды обрабатываются бактерицидами формальдегид и фенол.

 

Системы сбора и подготовки сточных вод.

Открытая и закрытая система сбора.

1. Водовод с УПН.2-песколовка, 3-нефтеловушка, 4-насос для уловления нефти, 5-пруды-отстойники, 6-приемная камера, 7-насос,8-песчаный фильтр, 9-водоводная промывка фильтров, 10-шлаконакопитель, 11-водовод чистой воды, 12-емкость для чистой воды, 13-насос для подачи чистой воды в водовод, 14- насос для подачи чистой воды на КНС, 15-водовод на КНС.

Недостатки:

1. нефтеловушки и пруды изготавливаются из железобетона.

2. для всех этих сооружений требуется большая площадь.

3. производительность установки должна постепенно увеличиваться.

4. контакт сточных вод с кислородом.

 

ПОТЕРИ УГЛЕВОДОРОДОВ В СИСТЕМАХ ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО ХОЗЯЙСТВА.

Совершенствования процессов и оборудования в сепарации газонефтеных смесей.

Производительность сепараторов и качества процесса обусловлены степенью завершенности медленно протекающих процессов.

Три основных процесса

1-коалисценция зародышей газовых пузырьков

2-всплытие пузырьков

3-гашение пены

Наименьшее количество сепараторов и наибольшая производительность сепаратора достигается при вводе газонефтенного потока на полке сепарационой емкости через стабилизатор потока при малом перепаде давления со скоростью неболее 1м\с.

Если скорость потока не превышает 5м\с, то газовая фаза отделяеся на 90% от всего объема свободного газа.

Наибольшая эффективность процесса сепарации будет достигаться при совмещение процесса сепарации в системах сбора и транспортирования.

По этой технологии процесс сепарации газа осуществляется дифференцирования по операциям. Возникновение зародышей коалисценсия газовых пузырьков,переход этих пузырьков в газовую фазу, возникновение и гашение пены, очистка газа от взвешаных частиц жидкости

Использование винтовых компресорно-насосных агрегатов при перекачке газа на концевх ступенях.

Использование гидродинамических турбулизаторов,их устанавливают до сепаратора. Они представляют сабой различные насадки.

Вводом нефти в сепараторе в жидкую фазу осуществляется действие эффекта кипения, что способствует интесификации процесса сепарации.

 

Сепарация газонефтеной смеси в концевых делителях фаз (КДФ)

КДФ-конечный участок трубопровода увеличенного диаметра.

КДФ-выбирают с учетом границы существования расслоеной структуры течения, при максимальной скорости смеси 1-2 м\с.

Выбор диаметра и длины КДФ производят исходя из условия чисел Фруда < Фруда критичесеого

1-трубопровод

2-расширяющаяся головка в которой смантирован лоток три

В КДФ предусмотрено система запорной и регулирующей арматурой.

КДФ позволяет предварительно сбрасывать воду до 25%.