Физико-химические свойства.

- плотность

- реологические и структурно-механические свойства нефтей

- тепловые свойства (удельная теплоемкость, теплопроводность, теплота сгорания)

- электрические свойства (удельная электропроводность и диэлектрическая проницаемость)

Удельная электропроводность (Ом\м) – это электропроводность вещества, измеренная между плоскими электродами одинаковой площади, расположенными на расстоянии 1 м и деленные на площадь электрода.

Диэлектрическая проницаемость – это величина, показывающая, во сколько раз сила взаимодействия между зарядами в данном веществе меньше, чем в вакууме при прочих равных условиях.

Наибольшей диэлектрической проницаемостью обладают ароматические углеводороды, наименьшими – парафиновые, нафтеновые находятся в промежутке.

Диэлектрическая проницаемость нефти = 2,5

Диэлектрическая проницаемость чистой воды = 80,1

Диэлектрическая проницаемость солевых растворов NaCl = 50-60 (при разном содержании)

Перерасчет состава нефти и газа, заданного в массовых единицах в объемной и наоборот.

Углеводородный состав нефти и сопутствующих газов определяют лабораторным путем и выражают в массовых объемных.

 

Пересчет состава нефти в массовых единицах в следующей форме:

Комплект Состав, % Плотность, кг\м3 Состав
м3 % объемы
… n q1 q2 … qn r1 r2 … rn q1/r1 = V1 q2/r2 = V2 … qn/rn = Vn V1/SV*100 V2/SV*100 … Vn/SV*100

100 SVn 100

 

Пересчет объемного состава нефти в моли производят через массовый состав.

Комплект Состав % масс Молекулярная масса Количество молей Состав % мольн.
… m q1 q2 … qm M1 M2 … Mm q1/M1=n1 q2/M2=n2 … qm/Mm=nm L1=n1/Sn*100 L2=n2/Sn*100 … Lm=nm/Sn*100

100 Sn 100

 

Пересчет состава газа (объемн. в массов.)

Комплект Объемное (молярное) содержание, % Молярная масса, кг\моль Масса комплекта, кг Массовое содержание, %
… i X1 X2 … Xi M1 M2 … Mi X1M1=m1 X2M2=m2 … XiMi=mi m1/Sm*100 m2/Sm*100 … mi/Sm*100

100 Sm 100

 

Массовое содержание в объемное

Комплект Массовое % Молярная масса, кг\моль Число молей Объем
… i y1 y2 … yi M1 M2 … Mi y1/M1=N1 y2/M2=N2 … yi/Mi=Ni N1/SN*100 N2/SN*100 … Ni/SN*100

100 SN 100

 

Показатели работы аппаратов.

Два показателя:

1. Степень разгазовывания нефти или ее усадки

 

 

- Gн1,2 - массовые расходы до и после сепаратора

- Gг1,2 - массовые расходы газа до и после сепаратора

2. Величины, характеризующие эффективность работы сепаратора по степени уноса капельной жидкости Кж и пузырьков газа Кг

 

- qж , qг - объемные расходы капельной жидкости см3\1000м3 газа и пузырьков л\м3 жидкости, уносимой за пределы сепаратора

- Vг ,qж - объемные расходы газа и жидкости

Степень технологического совершенства сепаратора характеризуется 3-мя положениями:

1) минимальный диаметр капель жидкости, задерживаемой в сепараторе

2) максимально допустимая величина средней скорости газового потока в свободном сечении или капле уловительной секции

3) время пребывания жидкости в сепараторе

Самым эффективным и технологически совершенным сепаратором является такой, из которого не выносятся капельная жидкость и пузырьки газа, при этом время задержки в сепараторе и расход металла на его изготовление минимальными, кроме того, в таком сепараторе должно устанавливаться фазовое равновесие между газом и нефтью.

Для снижения пульсации перед входом в сепаратор устанавливается депульсатор.

1 – газоводонефтяная смесь от подводящего коллектора

2 – газосборный коллектор

3 – газоотводящие патрубки

4 – разделительный трубопровод

5 – газопровод

6 – отвод газа

7 – нефтегазовый сепаратор

8 - патрубок сброса воды

Схема узла предварительного отбора газа (депульсатор)

 

Маркировка сепараторов.

В настоящее время выпускается двухфазный горизонтальный сепаратор типа НГС и блочные сепарационные установки УБС.

К трехфазным сепараторам относятся установки типа УПС

НГС6 – 1400

6 – рабочее давление в атмосферах

1400 – диаметр сепаратора в мм Бывают (1400, 1600, 2200, 2600, 3000)

По пропускной способности по жидкости тонн в сутки сепараторы бывают 2000, 5000, 10000, 20000, 30000 т\сут. По рабочему давлению 6,25, 40, 64 атм.

УБС – 1500\6 (бывают 6\16)

1500 – пропускная способность по жидкости

1500, 3000, 6300, 16000 м3\сут.

УПС-А-3000\6 м

А – в антикоррозионном исполнении

3000 – пропускная способность по жидкости м3\сут

6 – рабочее давление

М – модернизированная

 

Расчет пропускной способности по газу и нефти горизонтальных и вертикальных гравитационных аппаратов.

Пропускную способность гравитационных аппаратов определяют в зависимости от допустимой скорости движения газа, принимают следующие допущения:

1.частица имеет форму шара

2.движение газа в сепараторе установившееся

3.движение части свободное

4.скорость оседания частицы постоянная

Шарообразная частица d-диаметром, объектом pd3\6 и плотностью rн подвергается в газе, имеющем плотность r2действию силы тяжести F=pd3\6 (rн-rг)g

Силу сопротивления газа R при свободном оседании частицы можно представить в виде , где

- - коэффициент сопротивления среды, которое является функцией числа Ренольдса.

- - Плотность газа кг\м3

- - Линейная скорость частицы м\с

- f - Сечение частицы =pd2\3

При равномерном движении частицы сила сопротивления газовой среды становится равной действующей силы тяжести, тогда R=F. Приравняем обе части

pd3\6 (rн-rг)g

Коэффициент сопротивления все определяют из уравнения

 

При ламинарном движении частицы

R<2

При переходном режиме

2<Re<500

Скорость оседания частицы в газовой среде

Mг-динамическая вязкость газа .

Подставляем решая относительно скорости оседания получим формулу

При данных соотношениях пропускная способность по нефти для вертикальных аппаратов

;

D- диаметр оплюдированных пузырьков газа (находятся в обоске нефти)

Для горизонтальных сепараторов

S-площадь зеркала нефти, м2

 

Индивидуальная замерная установка.

В настоящее время применяют автоматизированное устройство по замеру продукции скважин и, как правило, они являются групповыми.

Групповые замерные установки обеспечивают:

1. Автоматизированное переключение скважин на замер.

2. Автоматическое измерение и регистрацию дебетов скважин.

3. Контроль за режимом эксплуатации скважин, по поступлению продукции, т.е. задаются определенные режимы

4. Автоматическую блокировку скважин при аварийном состоянии установки.

 

АГЗУ «Спутник А»

Эта блочная автоматизированная замерная установка предназначена для автоматизированного измерения дебета скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа. Существует несколько модификаций этих установок:

Спутник А-16-14-400

А-40-14-400

А-35-10-1500

А-25-14-1500

16, 40, 35, 25 – рабочее давление, атм.

14 – количество подключаемых скважин

1500 – максимально измеряемый дебет скважин, м3\сут.

Спутник А состоит из 2 блоков.

1.замерно переключающий.

2.блок КИП и автоматический

 

1)В первом блоке:1-переключатель скважин многоходовой ПСМ-1М

2-гидравлический привод ГП-1

3-отсекатель юпликаторов на УКПН

4-замерный гидроциклонный сепаратор с механическим регулятором уровней

5-турбинный счетчик ТОР-1-50

7-блок местной автоматики БМА, состоящий из блока управления и силового блока

8-блок питания счетчика

АГЗУ «Спутник Б», в отличие от Спутника А обеспечивает возможность отдельного сбора обводненной нефти и безводной нефти и полного измерения дебетов определяют количество воды продукции скважин.

Количество нефтяного газа, измеряемого расходомерами типа АГАТ, которые регистрируют расход давления и температуру газа, помимо этого в Спутнике Б предусмотрена подача деэмульгатора, содержание воды в нефти определяют с помощью косвенного метода, основанного на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств ее компонентов.

Безводная нефть является хорошим диэлектриком и имеет диэлектрическую проницаемость εн= 2,1-2,5, а для воды εв= 80.

Принцип действия влагомера заключается в измерении емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в водонефтяную смесь

C=Sεc /l

S – поверхность обхвата конденсатора

εc - диэлектрическая проницаемость среды между обкладками

l – расстояние между обкладками

Унифицированный влагомер нефти (УВН) позволяет непрерывно контролировать и фильтровать объемное содержание воды с погрешностью от 2,5 до 4%.

Также созданы модификации Спутник В и Спутник ВР, на установках дебет скважин измеряется в вертикальном сепараторе, по показаниям нижнего и верхнего датчиков уровня и датчика веса.

Весовой способ является наиболее точным. При этом регистрируется время заполнения измерительного аппарата, по истечении одного цикла заполнения взвешенная порция жидкости выдавливается в общий коллектор, и цикл измерения повторяется.

Преимуществом этих спутников является использование трехходовых переключающих клапанов вместо многоходовых.

Недостаток: высокая стоимость.

Промысловый сборный трубопровод.

Все трубопроводы, применяемые на нефтяных месторождениях, подразделяются на следующие категории:

1. По выполнении функции

Выкидные линии

Нефтесборные трубопроводы, они также имеют свои деления (лучевые, кольцевые, для обвод. нефти)

Товарные трубопроводы

Технологические трубопроводы

2. По характеру движения жидкости

Однофазные

Двухфазные

Трехфазные

3. По характеру напоров

Напорные

Самотечные

4. По величине рабочего давления

Вакуумные

Низкого давления от 0,1 до 0,6 МПа

Среднего от 0,6 до 1,6 МПа

Высокого от 1,6 до 6,4 Мпа

5. По способу прокладки

Наземные

Подземные

Подвесные

Подводные

6. По гидравлической схеме работы

Простые с D ,Q = const

Сложные d, Q = var

Ответвления

 

Для системы ППД различают для

пресной воды

сточной воды

соленой воды

Газопроводы

вакуумные

средненапорные

высоконапорные

 

Принципы проектирования промысловых трубопроводов

1)составляется технико-экономическое обоснование

2)выбирается трасса

3)профили трубопроводов

4)производится гидрорасчет

5)механический расчет

6)тепловой расчет

7)экологический расчет

8)составляется оптимальный план работ

9)проект строительных работ

Сборные коллектора транспортирующие ГЖС проектируется и расчитываются с учетом темпа разбуривания эксплуатационных скважин, климатических условий и физикохимических свойств смеси.

Трасса – это линия нанесенная на местности которая которая определяет положение оси трубопроводов , линия нанесенная на план местности называется планом трассы.

Вертикальный разрез земной поверхности вдоль трассы, называется профелем трассы ,профиль трассы редко бывает горизонтальным, поэтому трубопроводы называют рельефными.

При выборе трассы учитываются интересы промышленных предприятий

И обеспечивается землепользование, учитывается наличие дорог, металлоемкость трубопроводов, удобство сооружений трубопровода и минимальное строительство сооружений.