При разработке залежи механическим способом с поддержанием пластового давления отделившаяся вода закачивается в продуктивные горизонты, а выделившийся затрубный газ при помощи подвесных компрессоров подаётся в выкидные линии или его сбор осуществляется вакуум-компрессором.

Принципиальная схема получения товарной нефти в НГДУ при различных режимах разработки.

2.6 Предварительное разделение продукции скважин на промыслах

Подготовку нефти следует рассматривать как многоступенчатый технологический процесс, который включает:

ѕ разрушение или предотвращение образования стойких нефтяных эмульсий в трубопроводах системы сбора

ѕ предварительный отбор газа и обезвоживание нефти с утилизацией основной массы отделяемой воды непосредственно на месторождениях

ѕ обезвоживание и обессоливание нефти до требуемых кондиций на специальных установках подготовки нефти, расположенных, как правило, на центральных нефтесборных пунктах.

2.6.1 Сепарация газа на промыслах

Изменение давления и температуры нефти при ее движении по стволу скважины и в системе нефтегазосбора сопровождается сложными процессами испарения и конденсации многокомпонентных углеводородных систем. При снижении, например, давления происходит процесс разгазирования (испарения) нефти, в результате чего понижается температура газонефтяной смеси. Количественная оценка процесса разгазирования может быть сделана как теоретически, так и экспериментально. Изучение процесса разгазирования в лабораторных условиях проводят в бомбе PVT двумя способами: контактным, или однократным и дифференциальным или постепенным (многократным).

Контактным называется процесс разгазированиия, при котором суммарный состав смеси (газ+нефть) во время процесса остается постоянным. Образующийся в бомбе PVT газ все время находится в контакте с нефтью, из которой он выделился.

При дифференциальном разгазировании нефти суммарный состав фаз постоянно меняется, так как выделившийся газ выводится из системы. В результате этого при дифразгазировании нефть обогащается высококипящими компонентами газа, а с газом отводится наиболее легкая часть этой нефти. Поэтому при дифразгазировании количество газа всегда получается меньше, чем при контактном. Экспериментальные данные показывают, что при дифразгазировании в результате сохранения в жидкой фазе бутанов и пентанов выход нефти увеличивается на 5% по сравнению с контактным.

Расчеты разгазирования нефти при небольших давлениях (0,4-0,9 МПа) с достаточной точностью можно производить по известному закону Рауля - Дальтона (РД): парциальное давление i-го компонента в паровой фазе (Py_i) равно парциальному давлению того же компонента в жидкой фазе (x_ip_i)



где P - общее давление смеси; p_i- давление насыщенного пара i-го компонента над жидкостью в чистом виде; y_i и x_i - мольные доли i-го компонента в газовой и жидкой фазах соответственно.

Из уравнения РД следует, что распределение углеводородов между двумя фазами двухфазной системы при данной температуре протекает в соответствии с парциальным давлением паров углеводородов и их мольными концентрациями. При нарушении равновесия в системе, вызванного изменением температуры или давления начинается перераспределение углеводородов между фазами, которое продолжается до тех пор, пока равновесие не установится снова. Таким образом, по уравнению РД, зная температуру и давление смеси и концентрацию компонента в одной фазе, можно найти концентрацию этого компонента в другой фазе.

Пусть имеется состав жидкой фазы x₁+x₂+x₃…+x_n=1 и давление паров компонентов приданной температуре в жидкой фазе соответственно р₁, р₂, р₃,…р_n.. Тогда общее давление паров по закону РД будет

Р= х₁р₁+х₂р₂+х₃р₃+…. x_n р_n.=.

Это уравнение называют уравнением начала контактного разгазирования (НКР). Оно характеризует давление при котором из нефти при данной температуре начинается выделение газа.

Из уравнения РД и НКР следует, что если известно общее давление смеси Р, то можно найти концентрацию всех компонентов, находящихся в равновесном состоянии в газообразной фазе:

y_i=

В то же время, если известен состав паровой фазы, то состав жидкой фазы, контактирующей с ней можно найти из выражения х_i= . Складывая концентрации в жидкой фазе, получим

x₁+x₂+x₃…+x_n=1=Р.

Отсюда, если известен состав газовой фазы, то общее давление смеси будет:

Р=

Это уравнение обычно называют уравнением конца однократного разгазирования или начала однократной конденсации (НОК). Оно характеризует общее давление насыщенных паров смеси при данной температуре.

Уравнения НКР и НОК описывают поведение простых углеводородных систем лишь при низких давлениях. Для более высоких давлений используют константы равновесия или коэффициенты распределения.

Константа равновесия характеризуется отношением мольной доли i-го компонента в газовой фазе y_i к мольной доле этого же компонента в жидкой фазе x_i при заданной температуре и давлении.

Назначение и конструктивные особенности сепараторов.

2.6.2 Предварительное обезвоживание нефти

Предварительное обезвоживание необходимо проводить при достижении содержания воды в продукции скважин 30% и выше, когда транспортирование всего объёма добываемой жидкости на большие расстояния (25-30км) нецелесообразно или затруднительно.

Следует различать два варианта предварительного обезвоживания нефти:

в системах сбора, например, на групповых замерных установках или дожимных насосных станциях, кустовых сборных пунктах (КСП);

на центральных сборных пунктах перед установками подготовки нефти.

Различие в этих двух вариантах состоит в том, что в системе сбора воду обычно сбрасывают при температуре обрабатываемой продукции скважин, без дополнительного подогрева. Эффективность определяется качеством сбрасываемой воды, а не глубиной обезвоживания.

Для сбора загрязнённых вод, получаемых при нарушениях технологического режима предварительного обезвоживания нефти, а также для улавливания плёночной нефти предусмотрена буферная ёмкость, связанная с насосом, позволяющим периодически или постоянно откачивать уловленную нефть или промежуточный слой в систему сбора для её дальнейшей обработки на центральном нефтесборном пункте.

При организации предварительного обезвоживания нефти на центральном нефтесборном пункте можно использовать как напорные аппараты предварительного сброса воды (установки предварительного сброса воды - УПСВ), так и резервуары-отстойники, оборудованные специальными распределительными устройствами для ввода сырья, отбора обезвоженной нефти, отделившейся воды и промежуточного слоя. Использование резервуаров-отстойников в качестве аппаратов предварительного обезвоживания нефти предполагает установку перед ними сепараторов для практически полного разгазирования эмульсионной системы. Процесс предварительного обезвоживания интенсифицируют подачей горячих дренажных вод, содержащих реагент-деэмульгатор. При этом эффективность процесса предварительного обезвоживания нефти будет зависеть от степени подготовленности к расслоению обрабатываемой эмульсионной системы.

Для определения возможности осуществления предварительного обезвоживания нефти в системе сбора или на центральном нефтесборном пункте необходимо знать температурные колебания эмульсионной нефти в течение года, её вязкостные характеристики, состав и свойства природных стабилизаторов. Эффективность процесса предварительного сброса воды во многом зависит от гидродинамического режима потока в подводящих трубопроводах, определяющего дисперсность, поступающей в аппарат эмульсии.

В последние годы среди нефтяников получил признание способ совмещённой подготовки нефти и воды. Сущность метода состоит в такой организации внутрипромыслового сбора и обезвоживания нефти, при котором достигаются высокое качество сточных вод и возможность их закачки в продуктивные пласты без дополнительной сложной очистки.

В основу технологии совместной подготовки нефти и воды положены два основных метода промысловой водоподготовки:

метод предотвращения загрязнения воды в процессе разрушения водонефтяной эмульсии (превентивный метод)

контактный метод очистки воды с использованием в качестве очищающей среды сырой (эмульгированной) нефти.

Установлено, что пластовая вода, находящаяся в нефти в диспергированном состоянии, в момент расслоения эмульсии практически не содержит каких-либо взвешенных веществ. Содержание нефти и нефтепродуктов в такой воде не превышает 10-20.

В то же время передозировка деэмульсатора, повышенная турбулизация потока, отмыв шламовых отложений со стенок труб, способствуют тому, что преждевременное выделение пластовой воды в нефтесборных трубопроводах может привести к её интенсивному засорению механическими примесями и нефтепродуктами.

Другой источник загрязнения сточных вод - это промежуточные эмульсионные слои на границе раздела жидкостей со стороны водной фазы. Они образуются вследствие перехода крупных капель воды из нефтяной фазы в воду. Эти капли, переходя границу раздела, увлекают с собой плёнку нефти, устойчивую к разрушению.

В результате поступления всё новых и новых крупных капель воды, покрытых плёнкой нефти, ниже границы раздела образуется структурированная эмульсионная система, в которой капли воды разделены тонкими прослойками нефти. В этих прослойках концентрируются различные дисперсные включения твёрдых минеральных и органических частиц.

В реальных системах устанавливается динамическое равновесие между скоростью образования и разрушения эмульсионных слоёв, в результате чего они характеризуются определённой глубиной проникновения в водную фазу.

Замечено, что при разрушении тонких нефтяных плёнок происходит образование большого количества мелких нефтяных глобул и твёрдообразных дисперсий, загрязняющих отделяемую воду.

Структура и свойства эмульсионных слоёв зависят от многих факторов: физико-химических свойств нефтей и вод, наличия примесей, типа и расхода деэмульгатора, температуры, гидродинамических параметров и т.д. Наиболее существенным параметром в этом отношении является удельный поток () воды из аппарата, характеризуемый количеством воды, проходящим через единицу площади границы раздела фаз в единицу времени. Установлено, что существует критическое значение удельного оттока, выше которого количество эмульсионного слоя начинает неограниченно возрастать, что приводит к его выносу с дренажной водой и резкому ухудшению её качества. Значение для различных систем находится в пределах 4-10 и является параметром, ограничивающим повышение производительности аппаратов предварительного сброса.

Превентивный метод промысловой водоподготовки предполагает использование:

высокоэффективных реагентов-деэмульгаторов, успешно разрушающих обратные водонефтяные эмульсии, не способствующих образованию прямых эмульсий, предотвращающих (или снижающих скорость накопления) пенообразных промежуточных слоёв в аппаратах предварительного обезвоживания нефти;

предупреждение интенсивного эмульгирования нефти в воде при сборе, сепарации и обезвоживании высокообводнённой нефти установлением соответствующего гидродинамического режима движения эмульсионной системы, в частности, для некоторых систем с содержанием воды более 80% реагент-деэмульгатор целесообразно вводить после ступени сепарации за 50-100м перед аппаратом предварительного обезвоживания нефти;

раздельного сбора и обработки продукции многопластовых залежей при химической несовместимости пластовых вод;

предотвращения непрерывного наращивания эмульсионых промежуточных слоёв на границе раздела фаз в аппарате предварительного обезвоживания нефти, например, поддержанием определённой температуры или воздействием на этот слой соответствующим химическими реагентами.

Превентивный метод промысловой водоподготовки обеспечивает получение из аппарата предварительного сброса основного объёма пластовых вод высокого качества. Остальные виды стока, объём которых обычно невелик, проходят очистку методом, который наиболее полно совмещается с технологией предварительного обезвоживания нефти, получившей название совмещённого метода. В качестве рабочего агента используется нефть или нефтяная эмульсия.

Предварительное обезвоживание нефти, прошедшей сепаратор, осуществляется в отстойнике, оборудованным специальным распределительным устройством для ввода эмульсионной нефти, отбора предварительно обезвоженной нефти и чистой воды, а также периодического отбора уловленного шлама и промежуточного слоя.

Режим работы предварительного обезвоживания нефти регулируется по качеству дренируемой воды.

Вода из аппарата предварительного обезвоживания нефти через промежуточную ёмкость насосами подаётся в систему заводнения. Шлам, отделившийся в аппарате и промежуточные слои периодически откачивают в буферную ёмкость, откуда после отстаивания шлам сбрасывают на иловою площадку, а водонефтяную смесь откачивают насосом в трубчатый контактор. При нарушении режима работы аппарата предварительного обезвоживания нефти предусмотрен сброс некондиционной воды в резервуар отстойник.

Технологическая схема совместной подготовки нефти и воды предусматривает очистку промышленно-ливневых и ливневых стоков, накапливаемых в приёмной ёмкости в контактном трубопроводе.

2.7 Осложнения при эксплуатации систем сбора и транспорта продукции скважин

2.7.1 Внутритрубная коррозия трубопроводов и оборудования

Коррозия - химическая реакция материала с окружающей средой, протекающая с изменением состава материала и его свойств.

Возможность протекания процесса коррозии определяется свободной энтальпией реакции, которая для данного процесса отрицательна, а образующиеся вещества термодинамически более устойчивы.

Свободная энтальпия реакции - разность между суммами энтальпий продуктов реакции и вступающих в нее реагентов.

Причём устойчивость металла к коррозии тем выше, чем больше значение окислительно-восстановительного потенциала. По значению этого потенциала все металлы располагаются в ряд активности. Нулевой потенциал - у водорода. Металлы левее водорода (Н) подвержены коррозии: самый нестойкий из применяющихся - Al, затем Zn, Fe, Cr, Ni, Sn, Pb. Металлы правее водорода устойчивы к коррозии - это Cu, Ag, Au, Pt.

Скорость коррозии обратно пропорциональна . Кроме того, на неё оказывают влияние:

скорость потока (увеличивает);

концентрация коррозионно-опасных агентов (Н⁺, HS^-, S^2-, О^2-) и мехпримесей (увеличивает);

температура (увеличивает);

давление (увеличивает) и механические нагрузки;

горизонтальная характеристика газопровода.

Из-за неоднородности металлической поверхности процесс коррозии носит электрохимический характер. При этом на положительно заряженном участке поверхности происходит разрядка водорода и образование ОН--групп:

На аноде - окисление железа:

Процесс коррозии может протекать только во влажной среде при наличии на поверхности металла плёнки электролита. В системе нефтегазосбора определяющим в коррозионном отношении будет фактор обводнённости продукции и влажности газа. При достижении значений обводнённости, характерных для точки инверсии смачивания (50%), коррозионные процессы становятся возможными. При транспортировании безводной нефти или сухого газа коррозия маловероятна.

Виды коррозии по виду и месту локализации:

Поверхностная (сплошная) - равномерный съём металла по всей поверхности.

Язвенная - различный по величине съём металла на разных участках поверхности.

Щелевая - возникает в обусловленных конструкцией щелях или под отложениями и приводит к локально высоким скоростям коррозии.

Гальваническая - в случае, когда металлы разной активности электропроводно связаны между собой. В этом случае более инертный металл становится катодом и не разрушается. Этот принцип используется при катодной защите.

Точечная (питтинговая) коррозия наблюдается на аустенитной стали. В отличие от язвенной, остальная поверхность остаётся без изменений, не считая питтингов.

Водородная (инициируемая водородом, охрупчивание) возникает в сероводородной и кислой среде. Атомарный водород диффундирует в структуру стали, которая становится хрупкой и теряет механическую прочность.

Коррозионное растрескивание - одновременное влияние нагрузки, в том числе знакопеременной, на растяжение и коррозионной среды (при пульсациях.

Виды коррозии по химической природе:

Углекислотная:

Сероводородная:

Микробиологическая - возникает в присутствии биоценозов бактерий, в результате жизнедеятельности которых выделяются СО₂ и Н₂S.

Кислородная:

Контроль коррозии осуществляется двумя методами:

электрохимическим - путём замера поляризационного тока или сопротивления;

гравиметрическим - путём замера потери массы образца-свидетеля после экспозиции его в коррозионной среде.

Защита от коррозии:

Использование ингибиторов коррозии. Ингибиторы могут различным образом воздействовать на отдельные ступени процесса коррозии. Общим признаком является то, что уже в малых количествах (г/т) замедляют процесс коррозии без значительного изменения концентрации коррозирующих агентов.

Механизм действия ингибиторов коррозии:

воздействие на анодный или катодный процесс: кинетическое торможение отложения продуктов коррозии металла на катоде;

пассиваторы (дихроматы, ванадаты) относятся к анодным ингибиторам за счёт образования защитного слоя оксидов на металле;

физически действующие ингибиторы адсорбируются на поверхности металла и создают защитную плёнку, действующую как диффузный барьер и замедляющую массообмен в коррозионном процессе;

органические плёнкообразователи;

вещества, вступающие в химическую реакцию с продуктами коррозии, со средой или металлом с образованием защитных слоёв;

вещества, связывающие коррозирующий агент.

Требования к ингибиторам коррозии:

обеспечивать защитный эффект не ниже 85-90% при малых концентрациях (100 г/м³);

иметь высокую адгезию к поверхности металла;

быстро образовывать плёнку;

иметь избирательную растворимость.

Защитные покрытия: лаки, эпоксидные смолы, полимерные покрытия, металлические покрытия.

Механизм защитного действия металлических покрытий связан как с его экранирующим действием к потоку водорода, так и с электрохимическим поведением стали с покрытием.

Экранирующий эффект покрытий связан в основном с их водородопроницаемостью, зависящей от природы металла, его пористости и особенностей технологии нанесения. Наиболее эффективны здесь цинк, алюминий, медь, кадмий, растворимость водорода в которых на два порядка ниже, чем у стали.

Механизм действия неметаллических покрытий связан с экранирующим действием и электрохимическими процессами на границе покрытия и металла.

2.7.2 Образование жидкостных и гидратных пробок

Попутный газ содержит пары воды, количество которых зависит от многих факторов.

Пары воды могут насыщать газ до определённого значения давления, равного давлению насыщения водяного пара при данной температуре. Предельное содержание водяного пара в газе при данной температуре и давлении называется «точкой росы». При превышении этого предела пары воды конденсируются.

Различают абсолютную и относительную влажность газа.

Абсолютная влажность газа - массовое количество водяных паров в 1м³ газа при н.у. (г/м³; кг/1000м³).

Относительная влажность газа - отношение фактически содержащихся паров воды к максимально возможному содержанию в данных условиях (Р, t).

где

р₁ - парциальное давление водяного пара, Па;

Р - давление насыщения водяного пара при данных давлении и температуре, Па.

При движении газа по трубопроводам происходит постоянное изменение термодинамических условий и, вследствие этого, образование конденсата: водного и углеводородного. В пониженных местах рельефных трубопроводов могут образоваться пробки конденсата - жидкостные пробки. Для предотвращения образования жидкостных пробок устанавливают камеры с разрывом струи. Камера представляет собой емкость, герметично присоединенную к отверстию в нижней стенке газопровода. Конденсат стекает в эту емкость, откуда его в последующем откачивают по специальной трубе на поверхность. Газ движется без изменения направления к конечной точке газопровода.

При определённых термобарических условиях газы в контакте с водным конденсатом могут образовывать твердые соединения газа и воды - газовые гидраты, которые, отлагаясь на стенках труб, уменьшают рабочее сечение и снижают пропускную способность.

Состав газовых гидратов:

Условия образования: чем выше давление и ниже температура, тем сильнее гидратообразование.

Предупреждение:

сушка газа на специальных установках твёрдыми (СаСl₂, силикагель) или жидкими (этиленгликоли) веществами;

охлаждение путём дросселирования (понижения давления на штуцерах) или на компрессорных холодильных установках.

Устранение:

ингибитором (метанол, этиленгликоль, ди-, три- этиленгликоль, 30% раствор СаСl₂);

понижением давления;

местным подогревом.

2.7.3 Отложение солей

При добыче, сборе и внутрипромысловом транспорте продукции скважин вследствие изменения термобарических условий, сопровождающегося смещением химического равновесия и изменением произведения растворимости солей, наблюдается образование твердых осадков минеральных солей. В процессе движения жидкости эти осадки отлагаются на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования и трубопроводов снижая их производительность и пропускную способность. Наиболее часто встречаются отложения карбонатов кальция и магния, сульфатов кальция, бария, стронция, хлоридов натрия. Карбонатные соли, кальцит СаСОз встречаются на месторождениях Западной Сибири, Азербайджана, Краснодарского и Ставропольского краев; сульфаты кальция, гипс (CaS0₄ * 2Н₂О) и ангидрит (CaS0₄) -- на месторождениях Урало-Поволжья и Казахстана; хлоридные соли (галит NaCI) -- на месторождениях Белоруссии и Украины, сульфаты бария (барит BaS0₄) и сульфаты стронция (целестин SrS0₄)--на месторождениях Мангышлака (Казахстан) и Северного Кавказа. Отложения барита и целестина встречаются на месторождениях Западной Сибири и других районов. В практике тип отложений принято характеризовать по преобладанию (до 60--80 %) одного из ионов неорганических соединений.

Отложения солей, образующиеся при добыче нефти, имеют сложный состав и содержат как минеральную, так и органическую составляющие. Чаще всего встречаются кальциевые карбонаты (60--90 %), реже кальциево-магниевые и железистые, в некоторых случаях обнаруживается галит до 20 %, гипс от 5 до 25%. Иногда осадок состоит в основном из барита. В солевых осадках встречаются кремнезем, сцементированный карбонатом кальция и магния, продукты коррозии, сцементированные карбонатом кальция. Обнаруживаются органические примеси (в основном углеводороды) до 25%.

Независимо от содержания основного компонента солевые осадки имеют кристаллическую структуру от крупных четко выраженных кристаллов до плотных, камнеобразных осадков, сложенных микрокристаллами. Отложения, образующиеся в НКТ, чаще всего имеют слоистую структуру. Непосредственно к стенкам труб обычно примыкает слой - осадка, представленного микрокристаллами, скрепленными органическими веществами и прочими включениями. Прочность сцепления солевых корок с внутренней поверхностью труб по стволу скважины возрастает с глубиной.

Причины образования солеотложений

Основное условие образования твердых частиц в жидкости -- это образование перенасыщенного раствора, когда концентрация солеобразующих ионов достигает значений равных или превышающих произведение растворимости данной соли. Причинами образования таких растворов в нефтепромысловом оборудовании служат следующие процессы: 1) испарение, 2) смешение несовместимых вод, 3) растворение горных пород и газов, 4) изменение термобарических условий, 5) дегазация воды, 6) изменение общей минерализации воды. Проявление этих причин зависит от начальных геологических условий месторождения и осуществляемой системы разработки, и по-разному сказывается на образовании различных солей. Так, сульфаты образуются главным образом под влиянием смешения несовместимых вод и растворения гипса из горных пород. Карбонаты выпадают в осадок в основном в результате изменения термобарических условий, дегазации воды, разбавления растворов пресной водой. Главные причины осаждения хлорида натрия -- испарение воды, снижение температуры, растворение галитовых толщ пород-коллекторов.

Типичными схемами химических реакций, которые могут приводить к образованию твердых осадков, следующие:

Под механизмом образования солеотложений следует понимать комплекс процессов, приводящих к накоплению твердой фазы на поверхности оборудования. При этом наибольший интерес представляет исследование способов закрепления солевых частиц

Ход фазовых превращений определяется областью существования перенасыщенного раствора, который отличается от насыщенного нестабильностью, он может оставаться в однофазном состоянии и не образовывать кристаллов только в течение некоторого ограниченного времени, называемого индукционным периодом кристаллизации. В течение индукционного периода раствор устойчив до тех пор, пока не образуется определенное количество твердой фазы. Это состояние перенасыщенных растворов называют метастабильным. Дальнейшее образование твердой фазы делает растворы неустойчивыми при бесконечно малых внутренних термобарических и динамических возмущениях. Такое состояние пересыщенного раствора называют предельным, оно соответствует мгновенному самопроизвольному зарождению кристаллов.

Современная теория кристаллизации из водно-солевых растворов основана на том, что фазовые превращения в них начинаются в определенных местах (участках). Возникновение таких участков названо зародышеобразованием. Зародыш -- это образование частицы новой фазы любого размера. Те зародыши, которые, в конце концов, вырастают до кристаллов макроскопических размеров, принято называть центрами кристаллизации, или устойчивыми зародышами. Как правило, зародыши кристаллов возникают преимущественно на границах раздела фаз, но могут образовываться и в объеме жидкости. Кристаллизация может быть вызвана также загрязнением водно-солевой системы различного рода механическими примесями; такой механизм зарождения кристаллов называют гетерогенным. Влияние на рост кристаллов оказывает степень пересыщения воды, природа кристаллизующегося вещества, состояние растущей поверхности, интенсивность и характер перемешивания раствора, наличие различных примесей.

Механизм роста кристаллов в процессе массовой кристаллизации, происходящей в нефтепромысловом оборудовании при образовании солеотложений, несколько сложнее и до конца еще не изучен. Массовая кристаллизация представляет собой совокупность процессов перенасыщения водно-солевых растворов (попутно добываемых вод), зародышеобразования, роста кристаллов и перекристаллизации. Последние три процесса протекают либо поочередно, либо одновременно.

В конкретных промысловых условиях влияние скорости и степени турбулизации потока на процесс осадконакопления проявляется весьма различно. Например, для месторождений Среднего Поволжья установлено, что повышение дебитов скважин приводит к уменьшению отложений солей в скважинном оборудовании; на месторождении Малгобек-Вознесенска наблюдается увеличение интенсивности соленакоплений при повышении скоростей потоков. Это можно объяснить различиями степени перенасыщения попутно добываемых вод месторождений, качественным и количественным составом нефти в продукции скважин, а также различным составом и дисперсностью выпадающих солей.

Состояние поверхности труб тоже играет важную роль в процессе солеотложения. На шероховатой поверхности образуется большее количество частиц твердой фазы, чем на гладкой. Это объясняется повышенной каталитической активностью выступов и углублений. Кроме того, часть мелких частиц может срываться потоком жидкости с отшлифованной поверхности.

Предупреждение солеобразования.

Различают следующие способы предупреждения образования отложений солей: технологические; химические; физические и комбинированные.

К технологическим способам могут быть отнесены:

-выбор совместимых с пластовыми вод для заводнения продуктивных пластов;

селективная изоляция или ограничение притока воды в добывающих скважинах;

регулирование профиля приемистости в нагнетательных скважинах, ликвидация нарушений в цементном кольце и обсадной колонне,

применение раздельного отбора и сбора жидкости с различных скважин,

изменение направления фильтрационных потоков. При этом предупреждение отложения солей достигается за счет ограничения или исключения возможности смешения вод различного состава.

покрытие деталей и узлов нефтесборного оборудования лакокрасочными и полимерными материалами, обладающими низкой адгезией к солям позволяет защитить участки скважин и трубопроводов, наиболее подверженные отложению солей.

Физические методы предупреждения солеотложения основаны на применении магнитных, электрических и акустических полей для обработки добываемой жидкости. Исследования показали, что эффективность магнитного метода зависит от условий его применения и химического состава добываемых вод. Наилучшие результаты получены при обработке магнитным полем вод, содержащих значительное количество окисного железа.

При использовании химических методов предупреждение отложения солей достигается обработкой воды различными ингибиторами солеотложения. Ингибиторы солеотложений делятся в основном на три типа в зависимости от механизма их действия.

Хелаты -- вещества, способные связывать в комплексные соединения катионы кальция, бария, железа и препятствовать их реакции с сульфатными и карбонатными анионами. Высокая эффективность от применения этих веществ может быть получена при дозировке их в стехиометрических количествах. При больших значениях перенасыщения применение этих веществ в качестве ингибиторов экономически не оправдывается.

Ингибиторы «порогового» действия--вещества, добавление которых в раствор в минимальных количествах препятствует зарождению и росту кристаллов солей и, следовательно, накоплению их на поверхности оборудования.

Кристаллоразрушающие ингибиторы не препятствуют кристаллизации солей, а лишь видоизменяют форму кристаллов

Независимо от механизма действия к ингибиторам отложения солей предъявляются требования, которые определились в ходе проведения опытно-промышленных работ и широкого внедрения химических реагентов в нефтепромысловой практике:

не должен повышать коррозионную активность среды -- пластовой, сточной, попутно добываемой и пресной вод;

не должен способствовать повышению стойкости водонефтяной эмульсии и снижению эффективности применяемых деэмульгаторов;

не должен оказывать отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти, а также ухудшать качество продуктов переработки.

должен быть безопасным при практическом использовании и не оказывать отрицательного влияния на окружающую среду;

должен количественно определяться в слабых растворах простыми, доступными для промысловых лабораторий, методами;

обладать способностью предотвращать отложение неорганических солей при малых дозировках;

сохранять стойкость и способность предупреждать отложение солей при температуре среды до 200-250 °С;

хорошо растворяться в высокоминерализованной воде с высоким содержанием кальция.;

обладать универсальностью действия, т. е. иметь способность предупреждать отложение солей различного типа -- сульфатов кальция и бария, карбонатов кальция;

быть технологичным в практическом применении, в различных климатических условиях, т. е. должен иметь сравнительно низкую температуру застывания, желательно до --50 °С, и обладать текучестью при таких низких температурах.

Получение ингибитора солеотложения, полностью удовлетворяющего указанным требованиям, непростое дело. Поэтому многие торговые марки ингибиторов представляют собой сложные композиционные составы, состоящие из веществ, обладающих высокими ингибирующими свойствами (так называемого «активного начала»), соответствующих растворителей и добавок, улучшающих технологичность реагента. Иногда в состав ингибитора вводят несколько типов веществ для получения универсального действия по отношению к неорганическим солям различного состава. В качестве основного вещества используют большое число различных соединений: неорганические фосфаты (гексаметафосфат натрия, триполифосфат натрия, полиметаллические фосфаты и т. д.), фосфорорганические соединения (кислоты и их соли), полимерные соединения и др.

Удаление отложений солей производится так же несколькими способами:

ѕ Механическим - разбуривание соляных пробок, запуск в трубопроводы различных снарядов с режущей поверхностью,

ѕ Физическим - обработка ультразвуком для снижения степени сцепления отложения с поверхностью трубы

ѕ Химическим - обработка различными растворителями: горячая вода, растворы кислот и щелочей

2.7.4 Отложения парафина, способы предупреждения, удаление

Состав отложений :

аморфные твёрдые углеводороды ( = 777 кг/м³); от С₁₈Н₃₈ до С₃₅Н₇₂ - парафин (t_пл=28 74,7 ⁰С); от С₃₇Н₇₆ до С₅₃Н₁₀₈ - церезин (t_пл=50 70 ⁰С);

асфальто-смолистые соединения (разлагаются при t = 300 ⁰C);

минеральные примеси.

Асфальтены придают твёрдость, температурную стойкость, сцепление; преимущественно находятся в легкой нефти; смолы придают пластичность преимущественно находятся в тяжелой нефти.

Механизм образования отложений.

Механизм образования очень сложен из-за одновременного проявления переменных по величине факторов, основными из которых являются термодинамические и кинетические параметры. В результате действия термодинамических факторов истинные растворы АСПО выходят из равновесного состояния и превращаются в коллоидное. При воздействии других факторов (удаление легкокипящих углеводородов, мгновенное локальное снижение температуры, адсорбция и коагуляция) происходит переход в твёрдое состояние и «прилипание» к поверхности.

Причины мгновенного локального снижения температуры:

образование новой поверхности при «кипении» лёгких фракций (пузырьки);

при турбулентном движении за счёт повышенного теплообмена;

на участках трубы, подвергающихся поперечному смачиванию (пробковое течение).

В системе сбора давление низкое, приближающееся к атмосферному, а температура среды может быть ниже температуры продукции. Поэтому процесс отложения парафина происходит медленнее, а на некотором расстоянии от устья может вовсе прекратиться из-за стабилизации термодинамических параметров и перехода раствора АСПО в равновесное состояние.

Из-за постоянного изменения условий осаждения АСП состав и структура АСПО непостоянны и сильно меняются, а вместе с ними непостоянны и их физические свойства.

Интенсивность отложения парафина зависит от:

его содержания в нефти;

пластовых давления и температуры, интенсивности их изменения на пути движения продукции до точки стабилизации;

содержания лёгких фракций;

режима движения нефти по трубе;

содержания воды и степени её дисперсности.

Для снижения интенсивности парафиноотложений следует:

перепад давления в линии скважина-сепаратор держать минимальным, т.к. с увеличением интенсивности и величины перепада давления увеличивается и интенсивность выпадения АСПО;

увеличить до определённого предела содержание воды в продукции, т.к. в этом случае парафин откладывается не только на внутренней поверхности труб, но и на границе поверхности капель воды с нефтью.

Пути предотвращения выпадения АСПО из потока нефти следуют из того, что этот процесс происходит вследствие перехода раствора АСП в коллоидное состояние.

Предупредить этот переход. Не обнаружено веществ, которые бы стабилизировали компоненты АСП в истинно-растворённом состоянии в широком диапазоне изменения давления и температуры.

Ввести в нефть вещество (гелеобразный полиэтилен), которое бы предотвращало кристаллообразование парафина и рост образовавшихся кристалликов, которые находились бы в объёме потока, не осаждаясь на поверхность труб.

Не допустить отложения АСП на поверхность, изменив свойства этой поверхности:

защитные покрытия, имеющие минимальную шероховатость и теплопроводность (остеклование, полимерные покрытия);

лакокрасочные покрытия: грунт ХС-010, эмаль ХС-710, 1, лак ХС-76; бакелитовый лак.

Удаление АСПО:

химическими веществами, которые при растворении в воде выделяют тепло (карбид Са);

теплоносителями: вода, нефть, пар;

растворителями;

электронагревом;

механическим способом (скребки и т.п.);

комбинацией перечисленных способов.

2.7.5 Пульсация давления в промысловых трубопроводах, последствия, методы борьбы

Пульсация давления неизбежна при совместном транспортировании газожидкостных смесей. Её возникновение связано с образованием по длине трубопровода газовых или жидкостных (в газопроводах) пробок.

Пульсация давления определяется амплитудой (А) и частотой ():

где

А - разность между максимальным и минимальным давлениями в данной точке трубопровода;

- частота колебаний в единицу времени.

Интенсивность пульсаций возрастает с увеличением длины коллекторов до 1500 м и далее выравнивается.

Основная причина пульсации давления - выделение газа из газожидкостной смеси в подъёмных трубах скважин и образование газовых пробок, размеры которых увеличиваются по мере движения от устья до ГЗУ; образование конденсата в газопроводах, который, скапливаясь в пониженных участках газопроводов, может полностью перекрыть сечение трубопровода.

На пульсации давления оказывает влияние абсолютное давление в системе нефтегазосбора: чем оно выше, тем ниже частота пульсации.

Энергия пульсаций вследствие соприкосновения потока и трубопровода вызывает колебания трубопровода и связанного с ним оборудования.

Наиболее сильные колебания трубопровода проявляются в случае резонанса в местах с шероховатостью, овальностью сечения т.п., в местах резкого изменения направления. Разветвлённость трубопровода и связанное с ним оборудование способствуют появлению собственных колебаний отдельных участков.

Существует два вида пульсаций:

высокочастотные микропульсации;

низкочастотные макропульсации.

Возникновение микропульсаций вызвано накоплением жидкости и периодическим её выбросом потоком газа. Максимальная амплитуда (А) микропульсаций наблюдается в области пробковой структуры потока при значениях (газосодержание)0,70,95, Fr=10100. При Fr100 амплитуда микропульсаций уменьшается за счет дробления фаз и перехода структуры потока в эмульсионную.

Расчёт амплитуды А микропульсаций ведут по формуле:

(1)

Допустимую неравномерность пульсаций (_d) принимают не более 0,01, тогда допустимое значение амплитуды пульсаций:

где Р_ср - среднее рабочее давление в трубопроводе.

Критическое значение амплитуды

где с - скорость звука в газожидкостной среде.

Значение А, подсчитанное по формуле (1), должно быть меньше А_кр.

Методами предотвращения особо опасных низкочастотных макропульсаций являются:

поддержание давления в системе, исключающего возникновение пробковой структуры;

поддержание высокой пропускной способности за счёт периодической очистки;

применение успокоительных концевых участков труб большого диаметра перед сепараторами (концевых делителей фаз) и депульсаторов, обеспечивающих расслоенное течение.

Область существования расслоенного течения для горизонтального потока ГЖС при D 0,2 0,3 м определяется _см 2 м/с при 0,2 0,95.

Расчёт успокоительного коллектора (КДФ)

Определение диаметра КДФ ведут по специальным таблицам, рассчитанным в зависимости от Q_ж, тыс.м³/сут и . При этом определяют по формуле:

где

w - обводнённость продукции (доли единицы);

G_пр - количество свободного газа при рабочих давлении и температуре в трубопроводе.

где

Р₀, Т₀ - параметры нормального состояния газа;

Р_с, Т_с - параметры газа в трубопроводе;

G₀ - количество свободного газа в потоке при рабочих Р_с, Т_с, м³/м³;

z 1 - коэффициент сжимаемости газа.

Длина КДФ выбирается из условия 1-3 мин нахождения в нём ГЖС при предельно допустимой скорости до 2 м/с.

При неблагоприятном сочетании факторов (большая вязкость, высокая дисперсность газовых пузырьков и т.п.) длина КДФ принимается равной 100-200 м.

2.8 Подогрев скважинной продукции

2.8.1 Основные понятия о теплопередаче

При сборе и подготовке тяжёлых и вязких нефтей, а также нефтяных эмульсий В/Н на промыслах широко применяются теплообменники. При этом процесс передачи тепла через стенку может осуществляться тремя способами:

теплопроводностью;

конвекцией;

лучеиспусканием.

Теплопроводность - процесс распространения тепла путём колебательного движения частиц вещества при их взаимном соприкосновении без относительного перемещения; может протекать только в металлах.

Конвекция - распространение тепла путём переноса его жидкостью или газом, т.е. частицами, перемещающимися относительно друг друга.

Лучеиспускание - процесс распространения тепла путём электромагнитных колебаний, называемых лучевой энергией.

На практике эти процессы редко встречаются в чистом виде и обычно сопутствуют друг другу: при передаче тепла через стенку от горячего теплоносителя к стенке и от стенки - к холодному теплоносителю процесс осуществляется конвекцией, а через стенку - теплопроводностью.

При проектировании теплообменных аппаратов могут решаться три задачи:

определение поверхности нагрева;

расчёт количества тепла, передаваемого через известную площадь поверхности нагрева;

нахождение конечных температур теплоносителей.

2.8.2 Уравнение теплопередачи

Для протекания процесса необходимо наличие некоторой разности температур между горячим и холодным теплоносителями. Эта разность называется движущей силой процесса или температурным напором:

(1)

где

Т - температура горячего теплоносителя;

t - температура холодного теплоносителя.

Чем больше t, тем выше скорость передачи тепла.

Количество тепла (Q) от горячего теплоносителя к холодному пропорционально поверхности теплообмена (F), температурному напору (t) и времени ():

где К - коэффициент пропорциональности, называемый коэффициентом теплопередачи, представляющий собой количество тепла, прошедшего через единицу поверхности в единицу времени, при t =1.

Характер изменения температуры жидкости зависит от схемы её движения:

прямоточная - горячая и холодная жидкости протекают параллельно;

противоточная - в противоположном друг другу направлениях;

перекрёстная.

При прямотоке нельзя нагреть входящий холодный теплоноситель с начальной температурой t_н выше температуры выходящего горячего теплоносителя Т_к, т.е. ; при противотоке может быть .



При прямотоке нельзя нагреть входящий холодный теплоноситель с начальной температурой t_н выше температуры выходящего горячего теплоносителя Т_к, т.е. ; при противотоке может быть .

Температурный напор определяется по среднелогарифмической или среднеарифметической разности температур:

(3)

где - большая и меньшая разность температур между потоками.

Если отношение , то определяется среднелогарифмическая температура по формуле (3).

Если отношение , то определяется среднелогарифмическая температура по формуле:

.

2.8.3 Уравнение теплопроводности

Если тепло переносится путём теплопроводности через стенку, то количество передаваемого тепла пропорционально поверхности (F), разности температур между обеими поверхностями стенки , времени () и обратно пропорционально толщине стенки ():

где - коэффициент теплопроводности, зависит от материала стенки и её температуры, .

2.8.4 Уравнение конвекции

где

t - разность температур между теплоносителем и стенкой;

- коэффициент теплоотдачи, .

2

2

В теплообменных аппаратах имеет место сложный теплообмен, который зависит от температуры теплоносителей и от материала теплообменника. Характер изменения температур в плоской стенке выражается схемой:

В слое горячего теплоносителя температура изменяется от Т до t_ст1; по толщине стенки - от t_ст1 до t_ст2; в слое холодного теплоносителя - от t_ст1 до t.

2.8.5 Расчёт сложного процесса теплообмена

Система уравнений передачи тепла:

конвекцией

теплопроводностью

конвекцией

где

₁ и ₂ - коэффициенты теплоотдачи от горячего теплоносителя к стенке и от стенки к холодному теплоносителю;

F при плоской стенке - величина постоянная.

При установившемся процессе

температурные напоры:

Общий температурный напор:

Отношение называют удельной тепловой нагрузкой и оно представляет собой количество тепла, переданное через единицу поверхности в единицу времени.

Общий температурный напор также равен сумме частных напоров:

.

Учитывая уравнения расчёта частных напоров, получим выражение для расчёта коэффициента теплопередачи при известных значениях теплоотдачи, толщине стенки и её теплопроводности:

Этот расчёт коэффициента теплопередачи характерен для однослойной стенки.

Для многослойной стенки:

Для цилиндрической стенки:

где

d₁ и d₂ - внутренний и наружный диаметр трубопровода;

₁ и ₂ - коэффициенты теплоотдачи от горячего теплоносителя к стенке и от стенки к холодному теплоносителю.

В практических расчётах величиной пренебрегают ввиду её малости и считают, что температура потока равна температуре стенки.

Для определения внешнего коэффициента теплоотдачи () подземного трубопровода пользуются формулой:

где

h₀ - глубина заложения трубопровода, м;

- коэффициент теплопроводности грунта, ;

d_Н - наружный диаметр трубопровода, м.

Определение температуры стенки.

Температура внутренней поверхности:

Температура наружной поверхности:

Или через общий температурный коэффициент:

2.8.6 Уравнение теплового баланса теплообменников

При определении количества тепла, переданного через стенку, используют уравнение:

где

С₁, С₂ - удельные теплоёмкости жидкостей, Дж/кг⁰С;

G₁, G₂ - массовые расходы греющей и нагреваемой жидкостей;

Т_н, t_н - начальные температуры теплоносителей;

Т_к t_к - конечные температуры теплоносителей.

где

G₁, G₂ - массовые расходы греющей и нагреваемой жидкостей;

i''₁, i'₁ - начальные энтальпии (теплосодержание) жидкостей;

i''₂, i'₂ - конечные энтальпии (теплосодержание) жидкостей.

Уравнение баланса для теплообменника, где протекает нефтяная эмульсия и горячая безводная нефть:

где

G₁, G₂ - количество поступающей в теплообменник горячей безврдной и холодной эмульсии;

G₃ - количество поступающей пластовой воды;

С₁, С₂, С₃ - удельные теплоёмкости горячей безводной нефти, эмульсии и воды;

t₁ - температура эмульсии при входе;

t₂ - температура безводной горячей нефти при входе;

t_х - температура эмульсии, до которой нагрев.

2.8.7 Виды теплообменной аппаратуры

По своему назначению теплообменная аппаратура делится на:

холодильники;

конденсаторы;

кипятильники;

теплообменники.

По технологическому признаку теплообменники предназначаются для:

проведения теплообмена без изменения фазового состояния рабочих сред (нагреватели, холодильники-охладители);

проведения теплообмена с изменением фазового состояния рабочих сред (кипятильники-испарители, конденсаторы);

одновременного проведения технологического процесса и теплообмена (абсорберы, фракционирующие конденсаторы).

По роду рабочих сред:

паро- и газожидкостные;

жидкостно-жидкостные;

газо-газовые.

По взаимному направлению движения:

прямоточные;

противоточные;

перекрёстного потока;

смешанного тока.

По характеру теплового режима:

при установившемся - теплообменники непрерывного действия;

при неустановившемся - теплообменники периодического действия.

По конструктивному признаку:

труба в трубе;

оросительные;

погружные;

змеевиковые;

воздушного охлаждения;

кожухо-трубчатые.

3. Автоматизация технологических процессов и учёт скважинной и товарной продукции. Контроль и автоматизация управления технологическими процессами сбора, транспорта и подготовки скважинной продукции в НГДУ

КИПиА применяемые в системе сбора и подготовки обеспечивают поддержание заданного режима работы скважин, ГЗУ, Установок и оборудования по подготовке нефти, газа и воды, а также включение средств защиты оборудования с подачей сигнала в диспетчерскую о нарушении режима.

Для передачи этих данных строятся кабельные и воздушные линии. На объекте располагается аппаратура приёма команд диспетчера и передачи сигналов и результатов измерений. В диспетчерской располагается пульт диспетчера, приёмные устройства телеизмерений и устройств по замерам дебита скважин.

Надёжность работы системы зависит от работоспособности приборов и автоматики смонтированных на оборудовании:

приборы измерения и регулирования давления

температуры

уровня раздела фаз

расхода содержание солей и воды в нефти

приборы аварийной сигнализации

Приборы для измерения давления:

пружинные трубчатые манометры

образцовые - предназначенные для проверки контрольных и технических манометров, для точных измерений

контрольные для проверки технических манометров на месте установки

технические общего предназначения устанавливаются на оборудовании

электроконтактные манометры имеют два электрических контакта, замыкающихся при заданных величинах P (ЭКМ-1, ЭКМ-2, ЭКМ-3). Выполняются и во взрывобезопасном исполнении (МЭД 2Б). Для одновременной записи показаний выпускают самопишущие манометры МТС и МСС.

Регуляторы давления:

прямого действия, совмещающие чувствительный элемент и регулирующий клапан (или исполнительное устройство)

непрямого действия - элемент и клапан выполнены раздельно

В зависимости от регулирования давления до или после прибора различают РД «до себя» и «после себя».

Регуляторы уровня предназначаются для поддержания заданного уровня нефти в сепараторах и буферных ёмкостях.

Принцип работы основан на следящем действии поплавка, подъём и опускание которого воздействует на запорное устройство (механически прямо РУМ-15;16 или через пневматическое реле РУКЦ; РУФЦ).

Реле межфазного уровня предназначены для автоматического поддержания заданного уровня раздела фаз нефть-вода. Принцип работы аналогичен обычному реле уровня.