Экзаменационный билет №1 1. Цель и задачи дисциплины. Содержание дисциплины, ее место в науке о разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Краткий исторический обзор развития обустройства нефтяных и газовых месторождений. 2. Повышение эффективности применяемых систем обустройства нефтяных и газовых месторождений. Перспективы развития нефтегазодобывающей отрасли России. На техникоэкономическую эффективность разработки многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений с различными ресурсно-энергетическими потенциалами и/или фильтрационно емкостными свойствами (ФЕС) продуктивных пластов решающее влияние оказывают обоснование системы разработки и системы поверхностного обустройства. В случаях нескольких эксплуатационных объектов разработки вариант разбуривания каждого объекта самостоятельной сеткой скважин и проектирование раздельной газопроводной сети является, как правило, наименее рентабельным либо нерентабельным ввиду больших капитало -ложений. Чаще предпочтительным оказывается вариант поверхностного обустройства с общей газосборной сетью и реализацией стратегии поэтапного ввода в разработку объектов. В зависимости от ресурсно-энергетического потенциала, составов газа, геолого-физических характеристик и других параметров рассматриваются различные системы разработки [1–5 и др.]. Среди представленных стратегий поэтапного ввода в разработку объектов стоит отметить способ, согласно которому промышленное освоение месторождения начинают с нижних залежей газа, имеющих более высокое начальное пластовое давление, а вышезалегающие залежи вводят в эксплуатацию, когда текущее устьевое давление скважин, дренирующих нижние залежи, снизится до начального устьевого давления скважин, дренирующих вышезалегающие залежи [1, 5]. Реализация данного способа возможна в условиях отсутствия ограничивающих критериев, связанных с различием состава газа групп пластов, их коллекторских и прочностных свойств. Достоинством способа является возможность совместной эксплуатации объектов с общей газосборной (трубопроводной) сетью. Стоит также отметить, что в процессе бурения на нижние горизонты возможно уточнение геологического строения и испытание транзитных объектов, что позволит снять риски, связанные с рентабельностью долгосрочных инвестиций. Очевидным недостатком данного способа является увеличение срока разработки месторождения в связи с отложенным вводом в эксплуатацию вышележащих объектов и, как следствие, снижение уровней добычи газа и экономической эффективности реализации проекта в целом. При совместной сетке скважин регулирование процесса отбора запасов отдельно по каждому пласту возможно осуществить с помощью технологии одновременно раздельной эксплуатации объектов (ОРЭ). Такая технология в основном применяется на нефтяных месторождениях, ряд работ [6–10] посвящен анализу вариантов ее применения на газовых месторождениях. ОРЭ применяется с целью снижения затрат на сооружение скважин, однако усложнение конструкции скважин также приводит к существенному росту эксплуатационных затрат [6], что в долгосрочной перспективе может не привести к увеличению рентабельности проекта в целом. Кроме того, одной скважиной эксплуатируют в большинстве случаев только два пласта, эксплуатация более трех пластов практически не применяется. В связи с необходимостью снижения капитальных затрат и сокращения времени выработки запасов актуальной задачей для многопластовых месторождений является создание способа одновременной разработки различных по ресурсно энергетическому потенциалу и/или ФЕС эксплуатационных объектов многопластового газового месторождения с общей газосборной сетью. Российский нефтегазовый комплекс переживает непростой период: санкционное давление, начавшееся в 2014 г., ограничения, связанные с пандемией, и усилившееся в этом году экономическое давление негативно сказываются не только на функционировании отрасли, но и на экономике России и мира в целом. С геополитическими вызовами связано нарушение логистики экспортных поставок углеводородов, попытки заменить российские углеводороды альтернативными поставками из других стран, ограничение зарубежного финансирования отрасли и участие международных компаний в российских проектах, запрет на поставку оборудования и технологий. В статье рассмотрены основные проблемы и задачи, возникшие как перед отраслью, так и перед государством и которые необходимо решить для выхода отрасли на путь устойчивого развития. Особое внимание уделено проблеме нахождения новых рынков сбыта, выстраивания логистических и технологических цепочек экспортных поставок углеводородов. В статье проанализированы варианты и вероятность замены России как поставщика углеводородов на европейский рынок. Направления развития нефтегазовой отрасли в условиях новой реальности Возникшие проблемы вызывают, прежде всего, необходимость расширения рынков сбыта и выстраивания новых производственных и логистических цепочек, импортозамещения оборудования и технологий. Диверсификация экспорта. Поиск новых рынков сбыта Одна из самых острых проблем, с которыми столкнулись нефтегазовые компании и чему уделяется основное внимание государства, связана с нарушением логистики экспортных поставок [3]. Исторически большая часть российской логистики была ориентирована на европейский рынок. В текущей ситуации необходима переориентация поставок нефти и газа. Что касается нефти, то в результате санкций проблемы возникли, но они должны уменьшаться по мере того, как будут окончательно выстроены новые логистические цепочки. Например, в кратчайшие сроки должна быть увеличена пропускная мощность нефтепровода «Восточная Сибирь – Дальний Восток». В связи с возникшими трудностями компании вынуждены были сократить добычу нефти в 2022 по сравнению с 2021 годом до 500 млн т, т.е. на 5 %. Небольшое сокращение добычи произойдет и в газовой отрасли. В газовой отрасли деятельность должна быть сосредоточена преимущественно по двум направлениям. Страны Юго-Восточной Азии Поскольку в обозримой перспективе поставки на Запад будут сокращаться, нужно продолжить тенденцию последних лет – диверсифицировать экспорт на быстро развивающиеся рынки Юго-Восточной Азии. Поставки в Китай в последние годы набирают обороты. Согласно плану на 2022 год по МГП Сила Сибири-1 в Китай должно поступить 15 млрд м3 газа, проектная мощность. Кроме этого магистрального трубопровода, поставки газа намечены по трубопроводам Сила Сибири-2 и Сила Сибири-3. Причем Сила Сибири-2 будет использовать ресурсную базу Западной Сибири, изначально предусмотренную для поставок газа в Европу. Поэтому запуск стройки Сила Сибири-2 вызвал в Европе волну негатива. Большие возможности для развития транспортировки углеводородов предоставляет Северный морской путь. В своем выступлении на Петербургском международном экономической форуме-2022 заместитель председателя правительства РФ А. Новак подчеркнул: «Восточная газовая программа будет ускорена: соединение единой системы газоснабжения с восточной системой газоснабжения, перемычка с газопроводом Сахалин – Хабаровск – Владивосток и ускорение переговоров с нашими партнерами по продаже газа по Сила Сибири-2». Расширение снабжения внутреннего рынка – еще одно направление диверсификации поставок, причем с упором на газоснабжение населения регионов. Россия, имея огромные запасы природного газа, слабо газифицирована, в стране огромный неохваченный внутренний рынок [4]. Работы по газификации ведутся, но их, несомненно, нужно интенсифицировать. Этому будут способствовать и газопроводные магистрали Сибирь-1, Сибирь-2, Сибирь-3, благодаря которым возможна газификация регионов восточной части страны. Развитие глубокой переработки нефти, увеличение производства СПГ Перед отраслью в данном направлении стоят большие задачи, поскольку переработка нефти в значительной степени использовала иностранное оборудование и технологии. Несмотря на то, что вопрос импортозамещения в переработке нефти государством была поставлена перед ТЭК еще в 2015 году, осталось много нерешенных направлений, которые создают ряд проблем в связи с введенными санкциями. В стране всегда большое внимание уделялось развитию трубопроводной транспортировки нефти и газа. Этому прежде всего способствовало географическое положение России – близость рынков сбыта. В современных условиях приоритеты меняются, и для расширения рынка сбыта продукции, особенно в географически отдаленные страны, необходимо развивать производство сжиженного природного газа (СПГ). Рынок СПГ должен стать для России новой точкой роста в энергетике, для этого страна имеет необходимые условия, в первую очередь громадную ресурсную базу. Россия может стать одним из лидеров в поставках СПГ, тем более, что многие страны в этом заинтересованы и имеют необходимую инфраструктуру для принятия СПГ. В настоящее время Россия активно торгует сжиженным газом, в том числе с Китаем, куда первые поставки были осуществлены в 2019 году по Северному морскому пути (СМП), причем за кратчайшие сроки – 19 дней. Однако и здесь все та же проблема – использование западного оборудования и технологий. Правительство намерено выделить средства на решение этой проблемы, в результате чего в России будет увеличено производство СПГ с современных 30 млн т до 100 млн т в будущем, т.е. до уровня США и Австралии, которые являются лидерами в торговле СПГ [5]. Президентом в 2019 году была поставлена задача увеличить грузоперевозки по СМП к 2024 году до 80 млн тонн в год. Главным грузом будут сырьевые ресурсы Арктики, где основную долю должен составлять российский СПГ. Анализ динамики грузоперевозок по СМП дает основание утверждать, что поставленная задача будет выполнена. Вместе с тем в развитии СМП много проблем, одна из них – налаживание регулярной круглогодичной навигации, поскольку ледоколы Росатома осуществляют ежегодно только единичные проводки. Основные перевозчики СПГ: НОВАТЭК, Роснефть, Норникель и Северная звезда, причем НОВАТЭК наращивает арктический флот и заинтересован в развитии судоремонтной базы на российском Дальнем Востоке для СПГтанкеров. Заключение В условиях санкций основные направления развития нефтегазового комплекса России, как представляется, можно свести к следующему. 1. Необходимо нарастить реализацию инфраструктурных проектов нефтегазового комплекса России: трубопроводных, железнодорожных, развивать Северный морской путь с достижением поставленных объемов грузоперевозок сырья, чтобы в кратчайшие сроки перенаправить экспорт нефти и газа с европейских рынков на перспективные рынки Юго-Восточной Азии, к тому же это станет эффективным инструментом развития восточных регионов России. 2. В целях диверсификации логистики и расширения рынков сбыта необходимо наращивать производство СПГ, чтобы стать не просто конкурентоспособным в этом сегменте, но и занять лидирующие позиции в мировой торговле сжиженным газом. 3. В связи с развитием СМП и увеличением грузоперевозок СПГ встает серьезная необходимость организация судоремонта не только на СевероЗападе, но и на Дальнем Востоке, чтобы была возможность отремонтировать пострадавшие суда и они могли вернуться для продолжения эксплуатации и погрузки новой партии СПГ. 4. Одной из первоочередных задач является производство конкурентоспособного отечественного оборудования и разработка технологий, не уступающих западным. Со стороны государства необходимы меры по поддержке российских производителей оборудования особенно для Арктической зоны. То есть необходимо запустить новый длинный инновационно-инвестиционный цикл путем освобождения от налогообложения прибыли, направляемой на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы. 3. В смеси нефтей содержится (т) соответственно нефти башкирского горизонта 202, визейского – 290 и пашийского – 408. Определить молярную долю каждой нефти в смеси, если молярная масса (кг/кмоль) нефти: башкирского горизонта 262, визейского – 271, пашийского – 256 соответственно. Тогда молярные доли каждой нефти в смеси, определенные по (1.2), соответственно равны для башкирского горизонта N1 = 771/3435=0,244; визейского N2 = 1070/3435=0,312; пашийского N3 = 1594/3435=0,464. Массовая и объемные доли. Объемная доля для растворов (смесей), подчиняющихся правилу аддитивности, определяется следующим образом: Экзаменационный билет №2 1. Основные требования, предъявляемые к системам сбора и подготовки скважинной продукции. К числу основных требований, предъявляемых к системам сбора, транспортирования и подготовки нефти, газа и воды на промыслах, относятся: 1. автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой добывающей скважине; 2. обеспечение герметизированного сбора нефти, газа и воды на всем пути движения - от добывающих скважин до магистрального нефтепровода; 3. доведение нефти, газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции; 4. автоматический учет товарной нефти и нефтяного газа и передача их товарно-транспортным организациям; 5. возможность ввода в эксплуатацию месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса сооружений; 6. обеспечение высоких экономических показателей по капитальным затратам, снижению металлоемкости и эксплуатационных расходов; 7. надежность и маневренность эксплуатации технологических установок, и возможность полной их автоматизации. 8. изготовление оборудования технологических установок и основных узлов систем сбора нефти, газа и воды индустриальным способом в блочном и мобильном исполнении с полной автоматизацией технологических процессов. 2. Технические условия и стандарты на природный газ, подаваемый потребителям, конденсат и продукты их переработки. 4.1 По физико-химическим показателям природный газ промышленного и коммунальнобытового назначения должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 1. Таблица 1 - Физико-химические показатели природного газа промышленного и коммунальнобытового назначения Наименование показателя 1 Молярная доля компонентов (компонентный состав), % 2 Молярная доля кислорода, % 3 Молярная доля диоксида углерода, % 4 Массовая концентрация сероводорода, г/м 5 Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м 6 Объемная теплота сгорания низшая, МДж/м Норма не менее не более Не нормируют, определение обязательно 0,050 2,5 0,020 Метод испытания По 8.1 По 8.1 По 8.1 По 8.2 - 0,036 По 8.2 31,80 (7600) - По 8.3 41,20 (9840) 54,50 (13020) По ГОСТ 31369 - 5 По 8.4 (ккал/м ) 7 Число Воббе высшее, МДж/м (ккал/м ) 8 Отклонение числа Воббе от номинального значения, % 9 Плотность, кг/м Не нормируют, определение обязательно По 8.5 10 Температура точки росы по воде, °С 11 Температура точки росы по углеводородам, °С 12 Массовая концентрация механических примесей, г/м 13 Интенсивность запаха, балл Примечания Ниже температуры газа в точке отбора пробы Ниже температуры газа в точке отбора пробы 0,001 3 По 8.6 По 8.7 По ГОСТ 22387.4 По ГОСТ 22387.5 - 1 По согласованию с принимающей стороной и при условии обязательного обеспечения нормируемого значения показателя 10 допускается подача природного газа с молярной долей диоксида углерода (показатель 3) до 4% в случае, если природный газ по указанному газопроводу поставляется только данной принимающей стороне. 2 Для природного газа, подлежащего одоризации, показатели 4, 5 и 13 определяют после его одоризации. 3 Нормы показателей 4-7, 12 и значения показателя 9 - при стандартных условиях определения и сгорания по ГОСТ 34770. 4 При расчете показателей 6 и 7 принимают 1 кал равной 4,1868 Дж. 5 Показатели 6-8 распространяются только на природный газ, используемый в качестве топлива. 6 В соглашениях между поставляющей и принимающей сторонами номинальное значение числа Воббе устанавливают в пределах нормы показателя 7 для отдельных газораспределительных систем. 7 Нормы показателей 10 и 11 установлены при давлении в точке отбора пробы. 8 Для природного газа, в котором значение массовой концентрации углеводородов (вычисляют по 4.2) не превышает 1,0 г/м , определение показателя 11 не проводят. 9 Норма показателя 13 установлена для газовоздушной смеси, в которой объемная доля природного газа равна 1%. 10 Показатель 13 распространяется только на природный газ коммунально-бытового назначения (в том числе получаемый при регазификации СПГ). Для природного газа промышленного назначения (в том числе получаемого при регазификации СПГ) необходимость его одоризации и нормирования по показателю 13 определяют по согласованию с принимающей стороной. 11 Температуру природного газа в точке отбора пробы измеряют по ГОСТ 8.586.5-2005 (подраздел 6.3). Допускается проводить измерение температуры природного газа в точке отбора пробы в соответствии с требованиями иных применяемых методик измерения расхода газа. В настоящем стандарте межгосударственные стандарты: использованы нормативные ссылки на следующие ГОСТ 8.586.5-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений ГОСТ 12.1.007 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности ГОСТ 12.1.044 (ИСО 4589-84) Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения ГОСТ 10062 Газы природные горючие. Метод определения удельной теплоты сгорания ГОСТ 17310 Газы. Пикнометрический метод определения плотности ГОСТ 20060 Газ природный. Определение температуры точки росы по воде ГОСТ 20061 Газ природный. Определение температуры точки росы по углеводородам ГОСТ 22387.2 Газ природный. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы ГОСТ 22387.4 Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения содержания смолы и пыли ГОСТ 22387.5 Газ для коммунально-бытового потребления. Методы определения интенсивности запаха ГОСТ 27193 Газы горючие природные. Метод определения теплоты сгорания водяным калориметром ГОСТ 31369-2021 (ИСО 6976:2016) Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава ГОСТ 31370 Газ природный. Руководство по отбору проб ГОСТ 31371.3 (ИСО 6974-3:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов до с использованием двух насадочных колонок ГОСТ 31371.4 (ИСО 6974-4:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 4. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов и в лаборатории и с помощью встроенной измерительной системы с использованием двух колонок ГОСТ 31371.5 (ИСО 6974-5:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 5. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов и в лаборатории и при непрерывном контроле с использованием трех колонок ГОСТ 31371.6 (ИСО 6974-6:2002) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов с использованием трех капиллярных колонок ГОСТ 31371.7 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика измерений молярной доли компонентов ГОСТ 31610.20-1 Взрывоопасные среды. Часть 20-1. Характеристики веществ для классификации газа и пара. Методы испытаний и данные ГОСТ 34721 Газ природный. Определение плотности пикнометрическим методом ГОСТ 34723 Газ природный. Определение серосодержащих компонентов методом газовой хроматографии ГОСТ 34770 Газ природный. Стандартные условия измерения и вычисления физикохимических свойств 3. При приготовлении рекомбинированной пробы смешивают 100 м3 пропана, 75 м3 изобутана, 75 м3 нормального бутана. Определить долю отдельных компонентов смеси. Экзаменационный билет №3 1. Показатели и нормы качества товарной нефти и нефтепромысловых вод для системы ППД. ГОСТ Р 51858 - 2002. 2. Химический состав пластовой смеси. Элементный и компонентный составы пластовой нефти. Компонентным составом нефти называется процентное по массе соотношение легких и тяжелых углеводородов (масел), смол и асфальтенов По этим компонентам можно выделить легкую и маслянистую нефть, которые преимущественно состоят из углеводородных компонентов и легких смол, а также смолистую и смолисто-асфальтеновую нефть, в которых наблюдается повышенная концентрация смол и асфальтенов. По содержанию суммы смол и асфальтенов нефть можно разделить на следующие типы: • легкую — меньше 1 %; • маслянистую — от 1 до 10%; • смолисто-асфальтеновую — выше 10%. Выделенные по компонентному составу группы нефти различаются и по другим характеристикам химического состава, поскольку в нефти все молекулярные структуры взаимозависимы. Легкая нефть практически не содержит высокомолекулярных компонентов, ее плотность обычно <0,8 г/см3 (что соответствует очень легкой нефти), а углеводородный состав включает в основном низкомолекулярные алканы и циклоалканы. В эту группу входят все газовые конденсаты. Маслянистая нефть содержит углеводороды всех классов, включая полициклические структуры, и небольшое количество низкомолекулярных смол. Асфальтены в этой группе полностью отсутствуют. По плотности это легкая и частично средняя нефть. Смолистая нефть содержит уже до 20% смолы и до 5% асфальтенов. Повышение содержания смол влечет за собой увеличение их молекулярной массы. В углеводородном составе доля алканов падает, возрастает роль циклических структур, в особенности ароматических углеводородов. По плотности в эту группу входят средняя и тяжелая нефть. Смолисто-асфальтеновая (высокосмолистая) нефть включает до 50% высокомолекулярных смол и асфальтенов, в том числе до 10% самих асфальтенов. Это тяжелая и очень тяжелая вязкая малоподвижная нефть. В углеводородном составе преобладают циклические и полициклические структуры. Смолистые вещества очень чувствительны к элементарному кислороду и активно присоединяют его. На воздухе смолистая нефть быстро густеет, теряет подвижность. Вероятно, кислород воздуха играет существенную роль в новообразовании смол за счет ароматических и гибридных структур. Эти вещества малодоступны микроорганизмам, процесс их метаболизма идет очень медленно, иногда десятки лет. 3. Рассчитать молярнуя и массовую доли нефти в водонефтяной эмульсии, если объемная доля воды в ней 50% (обводненность эмульсии). Известно, что молярная масса нефти 200 кг/кмоль, ее плотность 850 кг/м3, плотность воды 1000 кг/м3 Экзаменационный билет №4 1. Компоненты газа пластовой нефти. Условные компоненты нефти. Молярная масса пластовой нефти и ее молярный объем. Газ, добываемый вместе с нефтью, называется попутным или нефтяным. Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, называется природным. Они включают, главным образом, углеводороды метанового ряда (алканы) и примеси неуглеводородных компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы (гелий, аргон, криптон). Нефть состоит из следующих основных элементов: углерод (50-97%); водород (12-14%); кислород, азот, сера (6-10%); металлы до 1%. Неорганические соли хлорида магния, хлоридов натрия и других минеральных веществ также сопровождаются с сырой нефтью из скважины либо из-за воды пласта или воды и химических веществ, закачиваемых во время бурения и добычи. Средняя молярная масса нефти находится примерно в пределах 210-250 [кг/к*моль]. Чем выше температура кипения нефтяных фракций, тем выше их молекулярная масса, также она зависит от химического состава фракции. Молярный объём нефти (VM) – отношение объёма нефти к ее количеству VM ≡ V/n ≡ Q/ñ, м3/моль Для пластовой нефти в первом приближении можно принять, что VM = 100-300 см3/моль. 2. Фазовые превращения пластовой смеси. Давление насыщения пластовой нефти газом. В процессе разработки месторождений в пластах непре­рывно изменяются давление, количественное соотношение газа и нефти, а иногда и температура. Это сопровождается непре­рывными изменениями состава газовой и жидкой фаз и пере­ходом различных углеводородов из одной фазы в другую. Давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщениянефти газом. Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии, залежь имеет "газовую" шапку. Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. Давление насыщения может соответствовать пластовому давлению, при этом нефть будет полностью насыщена газом. 3. Определить массовую и мольную доли растворенного в пластовой нефти газа и молярную массу пластовой нефти, если газосодержание нефти Г0=100 м3/м3, плотность газа ρг=1,5 кг/м3, плотность сепарированной нефти ρн=860 кг/м3, а молярная масса сепарированной нефти Мн=200 кг/кмоль. Экзаменационный билет №5 1 Нефтяной газ и промысловая нефть, зависимость их компонентного состава от термобарических условий в системе сбора и подготовки нефти. Пластовая нефть представляет собой многокомпонентное природное образование в составе нефтяной залежи, которое при пластовом давлении и температуре является жидким (жидкая фаза) и, как правило, может характеризоваться как молекулярный раствор. Давление насыщения пластовой нефти газом меньше или равно пластовому давлению. Товарная нефть представляет собой часть многофазной скважинной продукции нефтяного месторождения, включая часть пластовой нефти после ее промысловой подготовки. Давление насыщенного пара (ДНП) товарной нефти при 37,8 °С в бомбе Рейда не превышает 66,7 кПа. То есть в товарной нефти практически не остается растворенного газа, который был первоначально растворен в пластовой нефти и, в первом приближении, максимальное количество его можно характеризовать газовым фактором пластовой нефти G. При разгазировании пластовой нефти в процессе ее подъема на поверхность в добывающих скважинах, системе сбора и промысловой подготовки до товарных кондиций часть нефти испаряется в нефтяной газ. Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле: 1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция (ДНС); 4 - установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию МНП. Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа «вода в нефти». В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность. Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз «нефть-вода» и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды. Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро-обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20-30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50-70°С. При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в вагонах цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды. В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепараторе из подогретой до 40-80°С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды. Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта «воданефть» в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки. В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах - отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут. Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая такая установка состоит из 4х блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного. Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый. При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки - «под руслом». Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20-30 м диаметром 300 мм. Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта. Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм. В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда - «река-скважина», разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта). Вода из реки профильтровывается через песок и накапливается в скважине. Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС). При открытом методе воду с помощью насосов первого подъема откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник. В отстойнике с помощью реагентов-коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок. Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь. Все оборудование системы сбора и подготовки нефти и воды поставляют в комплектно-блочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков. 2. Давление насыщенного пара товарной нефти. Бомба Рейда. Расчеты фазовых соотношений с использованием аппарата констант фазового равновесия. Под давлением насыщенных паров понимают давление, развиваемое пара-ми при данной температуре в условиях равновесия с жидкостью. Температура, при которой давление насыщенных паров становится равным давлению в системе, называется температурой кипения вещества. Давление насыщенных паров нефти и нефтепродуктов до некоторой степени характеризует их испаряемость, наличие в них легких компонентов, растворенных газов и т. д. Оно резко увеличивается с повышением температуры. Давление насыщенных паров (ДНП) - важный показатель качества топлива (его пусковых свойств), физический показатель летучести жидкости, показатель упругости паров. Насыщенный пар - это пар, находящийся в динамическом равновесии со своей жидкостью. ДПН - максимальное давление равновесного состояния пар / жидкость в определенных соотношениях при определенной температуре. ДНП в нефтепродуктах определяют при температуре 37,8°С в соотношении 4:1. Чем выше значение ДНП, тем большее количество его испаряется, прежде чем концентрация молекул в паровой фазе достигнет состояния динамического равновесия. Давление паров критически важно для автомобильного и авиационного бензина, влияя на запуск, прогрев и склонность к образованию паровых пробок при высоких рабочих температурах или на большой высоте. Пределы максимального ДНП для бензина законодательно установлены в некоторых регионах в качестве меры контроля за загрязнением воздуха. ДПН сырой нефти имеет большое значение для добывающих компаний и НПЗ. ДНП используется как косвенный показатель скорости испарения летучих нефтяных растворителей. ДНП по Рейду Показатель ДНП по Рейду определяется как абсолютное давление пара, оказываемое паром жидкости и любыми растворенными газами / влагой при 37,8 ° C (100 ° F), как определено методом испытаний ASTM-D-323, который был впервые разработан в 1930 г. и несколько раз пересматривался (последняя версия - ASTM D323-15a). Несмотря на неточность измерения RVP, показатель используется для указания пределов волатильности для нефти и нефтепродуктов в контрактах на продажу. Системы стабилизации нефти могут быть спроектированы в соответствии с требованиями RVP, поскольку RVP смеси всегда меньше истинного давления пара при 100 ° F (37,8 ° C). Покупателям выгодно указывать низкие значения RVP, чтобы не платить за легкие компоненты в жидкости, которые могут испариться из-за атмосферных воздействий. Метод испытания измеряет давление паров бензина, летучей сырой нефти, топлива для реактивных двигателей, нафты и других летучих нефтепродуктов, но не применим для сжиженных углеводородных газов (СУГ). ASTM D323-15a требует, чтобы образец был охлажден до 0-1 ° C, а затем вылился в аппарат; для любого материала, который затвердевает при этой температуре, этот шаг не может быть выполнен. RVP обычно указывается в килопаскалях или фунтах на квадратный дюйм и представляет собой улетучивание при атмосферном давлении, поскольку ASTM-D-323 измеряет манометрическое давление образца в неоткачанной камере. Бомба Рейда БР-ПХП предназначена для определения абсолютного давления паров нефти и летучих невязких нефтепродуктов, кроме сжиженных нефтяных газов, по ГОСТ 1756, а также ISO 3007 в лабораториях промышленных предприятий и научно-исследовательских учреждений. В ГОСТ 1756-52, ASTM D 323 измерения давления насыщенных паров осуществляются по методу Рейда. Для проведения испытаний применяют специальную аппаратуру - металлическую бомбу, состоящую из двух камер воздушной и топливной . Измерения давления насыщенных паров осуществляются при строго заданной температуре 37,8 °С (100 °F). Для этого бомбу помещают в водяной термостат, имеющий устройство для вращения бомбы с целью перемешивания пробы нефтепродукта. Поскольку внешнее атмосферное давление нейтрализуется атмосферным давлением воздуха, присутствующего в воздушной камере бомбы Рейда,давление насыщенных паров пробы жидкости в топливной камере является абсолютным. Отношение объемов воздушной и топливной камер в бомбе Рейда должно быть от 3,8 1 до 4,2 1. Отличие давления насыщенных паров по Рейду от истинного давления обусловлено присутствием водяного пара и воздуха в ограниченном пространстве и небольшим испарением образца. В качестве единицы измерений давления насыщенного пара жидкости в системе СИ принят 1 кПа. Определение упругости паров важно для авиационных и автомобильных бензинов. Это определение производится в приборе Рейда (бомба, снабженная манометром) в присутствии воздуха при +38° С и при соотношении объемов жидкости и паровой фазы Давление насыщенных паров в лабораторных условиях принято определять двумя методами. Первый метод Рейда (ГОСТ 1756—52) заключается в регистрации по манометру давления насыщенных паров бензина, помещенного в специальную бомбу и нагретого в водяной бане до 38° С. Соотношение объемов жидкой и паровой фаз в бомбе Рейда равно 1 Особенности конструкции бомбы Рейда БР: - Бомба Рейда снабжается манометром, который присоединен к воздушной камере с помощью резьбового соединения. - Бомба Рейда БР в своей конструкции дополнительно имеет навинчивающийся на верхнюю часть металлический держатель для установки в рабочее отверстие универсального термостата КВПД, который можно приобрести дополнительно. - Топливная камера бомбы Рейда на 180 кПа имеет одно отверстие. Расчеты фазовых равновесий нефти и газа Процессы добычи, транспорта и переработки нефти и газа характеризуются фазовыми переходами, образованием фаз, сосуществованием термодинамически равновесных и неравновесных паровой и жидкой фаз. Фазовые превращения происходят при отделении нефти и конденсата от их паров в сепараторах, при хранении нефти и конденсата в резервуарах, в процессе образования и разложения кристаллогидратов углеводородных газов. Сжатие и охлаждение углеводородных газов при компрессионных методах переработки и транспорте сопровождается фазовыми переходами. Фазовые переходы имеют место при выветривании конденсата в емкостях. При нарушении равновесия в системе пар-жидкость вследствие изменения температуры или давления начинается перераспределение углеводородов между фазами. Распределение углеводородов между фазами двухфазной равновесной системы протекает в соответствии с упругостью насыщенных паров углеводородов и их молярными концентрациями, что выражено уравнением Дальтона-Рауля о равенстве парциальных давлений компонентов в паровой и жидкой фазах, которое справедливо при невысоких давлениях и температуре: где NiV, NiL – молярные концентрации i-го компонента в паровой и жидкой фазах соответственно; Р – давление паров смеси; Q – упругость насыщенных паров i-го компонента в чистом виде при заданной температуре системы. Состояние углеводородов, находящихся в смеси, определяется не только давлением и температурой, но и составом фаз, так как общее давление смеси влияет на упругость паров каждого компонента (при низких давлениях это влияние ничтожно, но очень существенно при высоких давлениях). Так как в данном случае имеются три переменные – давление смеси, определяемое ее составом, температура и упругость паров, то введена так называемая константа фазового равновесия, а точнее коэффициент распределения i-го компонента между паровой и жидкой фазой. К онстантой фазового равновесия называется отношение упругости паров индивидуального углеводорода Qi к давлению смеси Рсм или отношение молярной доли i-го компонента в паровой фазе NiV к молярной доле его в жидкой фазе Ni L, находящейся в равновесии с паровой фазой: где Кi – константа равновесия i-го компонента при данных термодинамических условиях. Константы фазового равновесия определяются экспериментально или расчетными методами и собраны в таблицах или представлены в виде номограмм. О бщее число молей n исходной смеси равно числу молей паровой nv и жидкой nl фаз: где NV и NL – молярные доли паровой и жидкой фаз, соответственно. П ричем И з этого уравнения и формулы для Кi получаются уравнения фазовых концентраций, позволяющие определять концентрацию компонентов в фазах при заданных давлении, температуре, исходном составе смеси и константах фазового равновесия: В этих уравнениях, которые нужны для расчета состава нефти (NiL) и состава отсепарированного газа (NiV), неизвестен параметр NV, молярная доля паровой фазы. М олярная доля паровой фазы определяется из следующих соотношений: где n – число компонентов смеси. Т огда из уравнений фазовых концентраций с учетом последнего равенства справедливо будет записать: Это выражение называется уравнением фазовых равновесий. Р ешая уравнение фазовых равновесий методом последовательных приближений, находим такое значение NV, при котором Затем по уравнениям фазовых концентраций, зная NV, находим молярный состав фаз. 3. Определить тип пластовой воды, ее карбонатную и некарбонатную, кальциевую и магниевую жесткость и процент-эквивалентный состав, если известно, что в одном литре пластовой воды содержатся ионы: Cl- - 38065,8 мг; SO42- - 83,9 мг; HCO3- 482,0 мг; Ca2+ - 1667,7 мг; Mg2+ - 249,7 мг и Na - ? Решение. Расчетное содержание ионов натрия для решения задачи можно определить следующим образом. Известно, что пластовые воды электронейтральны. Поэтому число молей положительно заряженных ионов (катионов) должно быть равно числу молей отрицательно заряженных ионов (анионов), следовательно, исходный состав пластовой воды необходимо перевести в миллиграмм-эквивалентный состав в соответствии с (4.2). Так как плотность пластовой воды неизвестна, будем выражать концентрацию ионов вещества в растворе в миллиграмм-эквивалентах на литр раствора из отношения: Qv,i=^> (4.4) где qv,i - содержание i-x ионов вещества, мг-экв/л; mv,i - концентрация i-x ионов вещества, мг/л; 3i - эквивалент i-x ионов вещества. Тогда концентрация ионов хлора (С1) в растворе (пластовой воде) будет: 380,065 4v,ci ~ zlr — 1073,79. Результаты аналогичных пересчетов концентраций других ионов представлены в табл. 4.1. Для определения концентрации ионов натрия в растворе по разности запишем: 1073,79 + 1,75 + 7,90 = 83,22 + 20,55 + rNa, где гиа - число миллиграмм-эквивалентов ионов натрия в литре раствора. Откуда rNa = 1083,44 - 103,77 = 979,67. По определению общая жесткость складывается из кальциевой и магниевой, значения которых получены при пересчете концентрации ионов. Следовательно, Жо = Жса + ЖМо = 83,22 + 20,55 = 103,77. Так как 103,77 > 7,90, т.е. Жо > гнсоз, то пластовая вода жесткая. Как видно, из табл. 1.2, карбонатная жесткость равна: Жк = ГнсОз = 7'9 мг “ ЭКВ/Л’ следовательно, некарбонатная жесткость воды: Жнк= 103,77-7,9 = 95,87. Следует обратить внимание на то, что присутствие ионов натрия не придает воде жесткости. В табл. 4.1 приведена процент-эквивалентная форма предлиграмм-эквивалентов всех анионов и катионов в литре раствора, мг-экв/л. ставления солевого состава воды, которая получается следующим образом: _ глг100 к _ rKj-100 i Ai+rKj) ' > S(rAi+rК (4.5) где Ai, Kj - процент-эквивалентная доля i-ro аниона и j-ro катиона соответственно, %; Гд1 - число миллиграмм-эквивалентов i-ro аниона в литре раствора, мг-экв/л; гк, - число миллиграмм-эквивалентов i-ro катиона в литре раствора, мг-экв/л; Yij rAi + rKj ~ сумма мил Таблица 4.1 Ионный состав пластовых вод Содержание ионов Ионы мг/л мг-экв/л %-экл С1 38065,8 1073,79 49,55 so? 83,9 1,75 0,08 НСОз 482,0 7,90 0,37 Са2+ 1667,7 83,22 3,84 Mg2+ 249,7 20,55 0,95 979,67 45,21 Z2166,88 Z 100,00 Na+ Экзаменационный билет №6 1 Связь массового и молярного составов пластовой нефти, нефтяного газа и промысловой нефти. . При известных составах жидкой фазы (нефти) до и после сепарации состав выделившегося из нефти газа можно рассчитать по уравнению N- N N. =N- N - ж 011Г (61) /v ir /vlHr/vOH кт _ кт > '*ОН '*ОНГ где Nir - молярная доля z-ro компонента в выделившемся из нефти газе; tyHr, /VjH - молярные доли z-ro компонента в пластовой и сепарированной нефти соответственно; N0Hr, N0]l - молярные доли нелетучего остатка в пластовой и сепарированной нефти соответственно. Для расчета состава пластовой (газонасыщенной) нефти по известному составу выделившегося газа, молярной массе сепарированной нефти и константам фазового равновесия можно использовать уравнение где /гн - динамическая вязкость нефти при стандартных условиях, мПа * с. 1 + J_ Ph.24 1 + К?МнГо /V- = /V- *-------— ---шг 1Г d_.PH.24' 1+ Мн Го где Ki - константа фазового равновесия z-ro компонента при стандартных условиях (приложение II). Если неизвестна молярная масса сепарированной нефти, то вместо (2.2) можно использовать 120 1 — ДнЛ1Г0 + 120 (6.2) NiBr (6.3) Молярная доля остатка в этом случае определяемся уравнением Л/ = 1 /? онг х (6-4) молярная масса остатка в нефти 1 ЛЛ 1 _ __ Vr Jvtr 1 М ^1=1 К М - до ---к»----fk (6.5) ' 'он ' 'н д/ 1 _ vr -к. 1 Kt где г - число летучих компонентов в нефти. 2. Применение уравнения состояния идеального и реального газа для оценки объема нефтяного газа в термобарических условиях систем сбора скважинной продукции. 13. Однократное стандартное разгазирование глубинных проб пластовой нефти по ОСТ 39112-80, нефтяной газ ОСР пластовой нефти. Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворяться в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки. Сложность состава нефти и широкий диапазон давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для оценки газонасыщенности нефти при высоких давлениях. Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри: , (2.11) где Vг – объём растворённого газа при данной температуре; – коэффициент растворимости газа; Vж – объём жидкости-растворителя; Р – давление газа над поверхностью жидкости. Коэффициент растворимости газа показывает, какое количество газа (Vг) растворяется в единице объёма жидкости (Vж) при данном давлении: . . (2.12) Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры. Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от его содержания в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы. Однократное стандартное (контактное) разгазирование (ОСР) – процесс характеризуется тем, что образовавшиеся паровая и жидкая фазы находятся в равновесии и не разделяются до окончания процесса, а при достижении конечной температуры их разделяют в один приём, однократно. При дифференциальном разгазировании часть жирных газов остается растворенным в нефти, чем предотвращаются неоправданные потери ценного углеводородного сырья. Строгое соблюдение условий дифференциального разгазирования в лабораторных условиях затруднено, поэтому этот процесс заменяют на ступенчатое дегазирование, используя многократное (ступенчатое) разгазирование. 3. Рассчитать компонентный состав пластовой нефти, если газонасыщенность ее Г0=107 м3/м3, молярная масса сепарированной нефти Мн=250 кг/кмоль, ее плотность в стандартных условиях ρн=860 кг/м3, а объемное содержание компонентов в газе однократного разгазирования нефти до атмосферного давления при 200С следующие (%): метан 50, этан 26,8, пропан 11,3, изобутан 1,3, бутан 3,9, пентан 6,7 Решение. По (6.2) может быть сразу же рассчитан состав пластовой нефти, если использовать известные константы фазового равновесия компонентов нефти (см. приложение II), которые при 20°С и давлении 0,1 МПа будут: метан 174, этан 29, пропан 8,0, изобутан 2,8, бутан 2,0, пентан 0,6. Вычисляют рн 24 860 * 24 4^-— = = 0,7716. Мн Го 250 * 107 Тогда (6.2) примет вид 1 1 + 0,7716^ л/. = /V. *----------------1,,г 1Г 1 + 0,7716 ' откуда молярная доля метана в пластовой нефти составит 1 + 0.7716 Nr н = 0.5---—---= 0.248; с 4 “ 1.7716 этана 1 + 0.7716 /Vc2He = 0.268 J7916 = 0.155. В результате аналогичных расчетов молярный состав пластовой нефти получается следующим: метан 0,284; этан 0,155; пропан 0,070; изобутан 0,009; бутан 0,030; пентан 0,034; остаток 0,368. Молярную долю остатка нефти рассчитывают по (6.4) N0lir = 1 - (0.284 + 0.155 + 0.070 + 0.009 + 0.030 + 0.084) = 0.368. Экзаменационный билет №7 1. Газовый фактор пластовой нефти, объемный коэффициент пластовой нефти. Моделирование однократного и ступенчатого разгазирования пластовой нефти на примере ее двухкомпонентной модели: метан - декан. Пластовый газовый фактор (Гфп, м3/т) - это количество нефтяного газа, приведенное к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне нефти, отобранной в пластовых условиях и разгазированной при однократном снижении давления от пластового до атмосферного. Объемный коэффициент пластовой нефти – показывает изменение объема нефти в пластовых условиях в результате изменения условий давления и температуры, но главным образом в результате выделения из нефти растворенного газа. Например, объемный коэффициент пластовой нефти равный 1,32 означает, что в пластовых условиях нефть с растворенным в ней газом имеет увеличенный объем на 32% по сравнению с объемом дегазированной нефти. Однократное стандартное (контактное) разгазирование (ОСР) – процесс характеризуется тем, что образовавшиеся паровая и жидкая фазы находятся в равновесии и не разделяются до окончания процесса, а при достижении конечной температуры их разделяют в один приём, однократно. 2. Объемные свойства пластовой и промысловой нефти, расчет объемного коэффициента пластовой нефти с использованием корреляционных зависимостей. 3. Сопоставить экспериментальные данные по определению компонентного состава пластовой нефти Алакаевского месторождения с рассчитанными по формулам при следующих исходных данных: газонасыщенность пластовой нефти (объем газа при нормальных условиях) 69,1 м3/т; молярная масса сепарированной нефти 204 кг/кмоль; ее плотность 840 кг/м3; вязкость сепарированной нефти при стандартных уловиях 6,2 МПа*с Экзаменационный билет №8 1. Минерализация пластовой воды и ее плотность. Ионный состав пластовой воды. Минерализация воды характеризует содержание в ней растворённых солей в г/л, мг/л, г/м3 , кг/м3 . В пластовых водах всегда растворено некоторое количество (Q) солей. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре группы: - рассолы (Q > 50 г/л); - солёные (10 < Q < 50 г/л); - солоноватые (1< Q < 10 г/л); - пресные (Q ≤ 1 г/л). Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов. Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен г/м3 в пресной воде до 300 кг/м3 в концентрированных рассолах. В пластовой воде содержатся ионы растворённых солей: - анионы: OH– ; Cl– ; SO4 2– ; CO3 2– ; HCO3 – ; - катионы: H+ ; K+ ; Na+ ; NH4 + ; Mg2+ ; Ca2+ ; Fe3+ ; - ионы микроэлементов: I– ; Br– ; - коллоидные частицы SiO2 ; Fe2O3 ; Al2O3 ; - нафтеновые кислоты и их соли. Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3. Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения: Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1°С. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)×10-5 1/°С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается. 2. Массовая концентрация хлористых солей в пластовой воде. Растворимость нефтяного газа в пластовой воде. Растворимость пластовой воды в нефти. 1) Массовая концентрация хлористых солей в пластовой воде. 2) Растворимость нефтяного газа в пластовой воде. 3) Растворимость пластовой воды в нефти. 1) Если в пластовой воде содержится большое количество ионов хлора, то добиться снижения массовой концентрации хлористых солей в товарной нефти до 100 мг / л только за счет ее обезвоживания часто не удается, например для месторождений Урало-Поволжья, Беларуси и других районов. Кроме того, в пластовых водах могут присутствовать йодистые и бромистые соли щелочных и щелочноземельных металлов, сульфиды натрия, железа, кальция, соли ванадия, мышьяка, германия и др. Помимо хлоридов пластовые воды могут содержать значительное количество бикарбонатов кальция и магния, которые часто называют солями временной жесткости. Основную долю растворенных солей в пластовых водах, выделенных из водонефтяных эмульсий местных нефтей составляют хлориды натрия, магния и кальция. Содержание йодистых и бромистых солей щелочных и щелочноземельных металлов и других исчисляются сотыми, тысячными и ещё меньшими долями процентов. Абсолютное содержание хлоридов в обводненной нефти не дает представления о степени минерализации пластовых вод. Поэтому, одновременно с солями в нефти определяют и её обводненность в процентах 2) От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие. Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа, растворятся в нефти и воде, имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки. Растворимость газа зависит также от минерализации воды, температуры, давления. С увеличением минерализации растворимость углеводородов в воде уменьшается. С увеличением температуры растворимость углеводородов в воде вначале уменьшается, а затем возрастает, пройдя через максимум. Причем температура минимальной растворимости различных газов возрастает с увеличением размера молекулы газа. В зависимости от количественного содержания в газах H2S, С02 и паров воды различают нейтральные и кислые нефтяные Газы, а также сухие и влажные. 3) Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт. За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы воданефть не существует. За счёт растворения воды образуется т.н. "переходная зона", величина которой зависит от полярности нефти. Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается. 3. В смеси нефтей содержится (т) соответственно нефти башкирского горизонта 202, визейского – 290 и пашийского – 408. Определить молярную долю каждой нефти в смеси, если молярная масса (кг/кмоль) нефти: башкирского горизонта 262, визейского – 271, пашийского – 256 соответственно. 4. 5. Тогда молярные доли каждой нефти в смеси, определенные по (1.2), соответственно равны для башкирского горизонта N1 = 771/3435=0,244; визейского N2 = 1070/3435=0,312; пашийского N3 = 1594/3435=0,464. 6. Массовая и объемные доли. Объемная доля для растворов (смесей), подчиняющихся правилу аддитивности, определяется следующим образом: Экзаменационный билет №9 1 Газонефтяные, водонефтяные и газоводонефтяные смеси. Газонефтяные, водонефтяные и газоводонефтяные смеси - это типы смесей, которые содержат нефть, газ и воду в различных пропорциях. Газонефтяные смеси содержат значительное количество газа и нефти, а также небольшое количество воды. Они могут быть найдены в газовых и нефтяных месторождениях, где газ является основным компонентом. Водонефтяные смеси содержат большое количество воды, а также нефти и газа. Они обычно находятся в нефтяных месторождениях, где вода является доминирующим компонентом. Газоводонефтяные смеси содержат все три компонента - нефть, газ и воду - в различных пропорциях. Они также могут быть найдены в нефтяных и газовых месторождениях и могут быть достаточно сложными для добычи и переработки. Газонефтяные, водонефтяные и газоводонефтяные смеси - это группы горючих жидкостей, состоящих из различных сочетаний нефти, газа и воды. Газонефтяные смеси (или газоконденсатные месторождения) состоят в основном из газа, который может содержать различные примеси, такие как нефть, сероводород, углекислый газ и т.д. Такие смеси могут быть добыты как газ, но часто используются и для добычи нефти. Водонефтяные смеси, как следует из их названия, состоят из нефти и воды. Эти смеси могут быть достаточно разнородными по своим характеристикам, в зависимости от того, какой процент каждого из компонентов в них содержится. Газоводонефтяные смеси - это смеси, состоящие из нефти, газа и воды. Эти смеси могут содержать различные примеси, такие как сероводород, углекислый газ и др. Они также могут быть достаточно разнородными по своим характеристикам, в зависимости от того, какой процент каждого из компонентов в них содержится. Каждый тип смеси имеет свои уникальные свойства, которые определяют, как они используются в промышленности. Например, газонефтяные смеси могут использоваться в производстве сжиженного природного газа, а газоводонефтяные смеси могут использоваться для добычи нефти и газа с помощью гидравлического разрыва пласта (фракинга). 2. Объемное расходное газосодержание. Обводненность скважинной продукции. Отношение объемного расхода газообразной фазы к сумме объемных расходов в газо(паро)-жидкостном потоке Расходное газосодержание - β 3. При приготовлении рекомбинированной пробы смешивают 100 м3 пропана, 75 м3 изобутана, 75 м3 нормального бутана. Определить долю отдельных компонентов смеси. Экзаменационный билет №10 1. Характеристики фазового состава скважинной продукции в системе промыслового сбора и подготовки нефти и нефтяного газа на промыслах. Скважинная продукция – это смесь воды, нефти и природного газа, извлекаемая на поверхность земли с помощь работы скважины и скважинного оборудования. Подготовка скважинной продукции – это совокупность технологических процессов, которые осуществляются с целью приведения качеств нефти и природного газа в соответствие с требованиями нормативных документов. Поступающую из скважин нефть и газ нужно очистить. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный нефтяной газ (ПНГ), твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров. Твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле: 1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция (ДНС); 4 - установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк Поступающая из скважин продукция не является однофазной системой, нефтью или газом. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей, горных пород, затвердевшего цемента. Продукция скважин нефтяных и газовых месторождений представляет собой многофазную многокомпонентную систему. Введём следующие понятия. Пластовая нефть – двухфазная газожидкостная система. Сырая нефть – трёхфазная система, содержащая нефть, растворённый газ, пластовую воду и механические примеси. Товарная нефть – однофазная нефтяная система, подготовленная к поставке потребителю в соответствии требованиями действующих нормативных и технических документов. Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных её составляющих (нефть и газ), завершающимся получением товарной продукции. Технологический процесс после разделения продукции скважины состоит из нефтяного и газового материальных потоков. На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). ... На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти (УПН) осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. 2. Теплоемкость нефти и воды. Теплотворная способность газа. 1)Теплоемкость нефти и воды. 2)Теплотворная способность газа. 1) Удельной теплоемкостью вещества называется отношение количества тепла, сообщенного единице массы этого вещества в каком-либо процессе, к соответствующему изменению его температуры. Удельная теплоемкость веществ зависит от их химического состава, термодинамического состояния и способа сообщения им тепла. В Междуна родной Топливо Удельная теплота сгорания, МДж/кг системе единиц эта величина измеряется в Дж/(кг·К). Жидкости Cp, Дж/(кг·К) Таблица удельной теплоемкости жидкостей Вода H2O 4182 Удельная теплоёмкость — это количество тепла, которое требуется затратить, чтобы нагреть 1 килограмм вещества на 1 градус по шкале Кельвина (или Цельсия).Физическая размерность удельной теплоемкости: Дж/(кг·К) = Дж·кг-1·К-1 = м2·с-2·К-1. Свойство теплоемкости особенно важно для нефти, которая транспортируется по трубам с предварительным подогревом. Теплоемкость увеличивается с повышением температуры при уменьшении плотности. Подогрев нефти снижает ее вязкость и делает пригодной для перекачки. Для большинства разновидностей нефти теплоемкость находится в пределах 1500—2500 Дж/кг • град (350-600 кал/кг- град). Свойство теплопроводности определяет перенос тепловой энергии в объеме неподвижной нефти в соответствии с законом теплопроводности Фурье. Коэффициент теплопроводности для различных разновидностей нефти находится в интервал Нефть 43,5…46 е 0.1— Нефть метановая 21,5 0.2 Вт/м•К. 2)Калорийность газа (теплота сгорания, теплотворная способность газа) – это количество тепла, выделяющегося при сгорании единицы объема природного газа с воздухом в стандартных условиях, с учетом конденсации водяного пара, образовавшегося в процессе горения, или с учетом сохранения воды в парообразном состоянии. Калорийность является одним из основных показателей качества газа. Высшая теплота сгорания - количество теплоты, выделяющееся при полном сгорании единицы объема сухого газа, измеренного при нормальных или стандартных условиях, сюда входит и теплота конденсации водяных паров. Низшая теплота сгорания - количество теплоты, выделяющееся при полном сгорании единицы объема сухого газа, измеренного при нормальных или стандартных условиях, за вычетом теплоты конденсации водяных паров. По действующим стандартам, теплота сгорания (низшая) должна быть не ниже 7600 ккал/м3. За единицу измерения количества тепла принята калория (кал), соответствующая количеству тепла, необходимому для нагревания 1 г чистой воды на 1° С, в интервале от 19,5 до 20,5°С при атмосферном давлении 760 мм рт. ст. Удобнее измерять количество тепла более крупной единицей килокалорией (ккал), что соответствует 1000 кал. Также единицей теплоты сгорания является кДж/кг (для твердого топлива) или кДж/м3 (для газообразного топлива). Чем выше калорийность, тем меньший объем газа необходим, чтобы вскипятить, например, 1 литр воды на газовой плите или повысить на 1°С температуру в доме. Кроме того, более калорийный газ имеет более высокую цену. 3. Рассчитать молярнуя и массовую доли нефти в водонефтяной эмульсии, если объемная доля воды в ней 50% (обводненность эмульсии). Известно, что молярная масса нефти 200 кг/кмоль, ее плотность 850 кг/м3, плотность воды 1000 кг/м3 Экзаменационный билет №11 1. Гидраты природных газов. Структура и состав гидратов, условия их образования. Методы борьбы с ними. Природный газ, насыщенный парами воды, при некоторых значениях давления и положительной температуре может образовывать твердые соединения, называемые гидратами. Гидраты природных газов представляют собой неустойчивое физико-химическое соединение воды с углеводородами, которое при повышении температуры или понижении давления разлагается на газ и воду. Гидраты по внешнему виду представляют собой белую кристаллическую массу, похожую на лёд или снег. Они относятся к веществам, в которых молекулы одних компонентов размещены в полостях решетки между узлами ассоциированных молекул другого компонента. Соединения такого рода обычно называют твердыми растворами внедрения, или ещё иногда их называют соединениями включения. Гидраты могут образовываться как в период простоя скважины, так и в процессе её работы. Условия образования гидратов и их стабильного существования определяются наличием газов и их состава, фазового состояния и состава воды, температуры и давления. Условия образования гидратов определяются составом природного газа. С увеличением молекулярной массы индивидуального газа или смеси газов, при меньших значениях давления, при одинаковой температуре более вероятно образование гидратов. Процесс гидратообразования в большинстве случаев протекает на границе раздела фаз ''газ – вода'' при условии полного насыщения природного газа влагой, но эти же процессы могут протекать и в условиях недонасыщения природного газа парами воды. В этой связи возникает необходимость прогнозирования мест образования и интенсивности возникновения гидратов в системах добычи, подготовки и транспорта газа, а это обусловлено влагосодержанием природного газа и его изменением при различных термодинамических условиях. При относительно низких значениях давления растворимость метана в воде φ при постоянной величине давления с уменьшением температуры растёт. При значениях, не превышающих 6,0 МПа, растворимость метана в воде с понижением температуры возрастает. С ростом давления растворимость газа в воде также возрастает. Таким образом, максимальное значение растворимости газа в воде при заданном значении температуры соответствует величине равновесного давления образования гидратов. Следует отметить, что содержание газа в воде, контактирующего с гидратом, резко снижается с ростом избыточного давления. В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений на газовом режиме, влагосодержание в пластовых условиях меняется в сторону увеличения. При водонапорном режиме разработки газовых и газоконденсатных месторождений все параметры газа постоянны, а, следовательно, и его влажность постоянна. Влагосодержание газа на устье скважин, в сепараторах, газосборных коммуникациях постоянно, и определяется режимом каждого объёкта системы обустройства. Для природных газов влагосодержание при движении по газопроводам зависит от изменения давления и температуры. Газ, поступающий в газотранспортную систему с температурой точки росы ниже минимальной, не образовывает гидраты. При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промысловых коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с гидратообразованием на газовых промыслах вводят в скважины и трубопроводы различные ингибиторы (метиловый спирт, гликоли, 30%-ный раствор CaCl2), а также поддерживают температуру потока газа выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляцией трубопроводов и подбором режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока (подробнее об этом будет рассмотрено позже). Для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах наиболее эффективна газоосушка. 2. Дисперсный состав скважинной продукции нефтяных и газовых месторождений. Характеристики дисперсного состава водонефтяных и газовых, газонефтяных и газовых и водонефтегазовых смесей. 3. Определить массовую и мольную доли растворенного в пластовой нефти газа и молярную массу пластовой нефти, если газосодержание нефти Г0=100 м3/м3, плотность газа ρг=1,5 кг/м3, плотность сепарированной нефти ρн=860 кг/м3, а молярная масса сепарированной нефти Мн=200 кг/кмоль. Экзаменационный билет №12 1. Устойчивость дисперсных систем. Влияние дисперсности на эффективную вязкость дисперсных смесей. Существует три вида устойчивости: седиментационная (кинетическая), агрегативная и фазовая. Седиментационной называется устойчивость дисперсной фазы по отношению к силе тяжести. Следовательно, под кинетической устойчивостью понимают способность дисперсных частиц удерживаться во взвешенном состоянии под влиянием их броуновского движения, т.е. устойчивость по отношению к массовогравитационным силам. Кроме броуновского движения факторами кинетической устойчивости являются: дисперсность (наиболее важный фактор - чем выше дисперсность, тем больше устойчивость); вязкость дисперсионной среды; разность плотностей дисперсионной среды и дисперсной фазы. Под агрегативной устойчивостью понимают способность частиц дисперсной фазы оказывать сопротивление слиянию и тем самым удерживать определенную дисперсность. Потеря агрегативной устойчивости приводит к взаимному слиянию дисперсных частиц с образованием более крупных агрегатов. Другими словами, агрегативная устойчивость - это способность системы сохранять дисперсность и индивидуальность частиц дисперсной фазы. Образующиеся в результате агрегативной неустойчивости агрегаты частиц приводят к потере седиментационной устойчивости системы и к ее разрушению, выражающемуся в разделении фаз. Возникающие в результате потери агрегативной устойчивости коагуляты представляют собой осадки (или всплывающие образования) различной структуры - плотные, творожистые, хлопьевидные, волокнистые, кристаллоподобные. Фазовая устойчивость – способность дисперсной фазы или дисперсионной среды сохранять свой химический или минералогический состав. Примером могут быть процессы диссолюции - уменьшения размеров частиц (в результате неполного растворения) при сохранении их общего числа и перекристаллизации высокоминерализованных промывочных жидкостей с конденсированной твердой фазой, приводящие к укрупнению частиц при одновременном уменьшении их числа, приводящие к изменению кинетической устойчивости. К факторам, приводящим к потере устойчивости дисперсных систем, относятся коагуляция и флокуляция. 2. Осаждение (всплытие) одиночной капли в гравитационном поле. Формула Стокса для силы сопротивления одиночной частицы со стороны потока, скорость частицы. Рассмотрим более подробно закономерности гравитационного разделения дисперсной фазы скважинной продукции нефтяных месторождений. Сила, с которой среда(нефть, вода, нефтяной газ) действуют на частицу (пузырёк газа, капельку нефти или воды, частичку породы, кристалл парафина) зависит от размеров частицы, формы и ее ориентации к потоку, скорости потока и свойств среды: вязкости и, в общем случае, плотности. Из теории размерности следует, что должна существовать функуиональная связь между величинами: Fс – сила сопротивления среды, перемещению в ней частицы, (кг*м)/с2; V0 – скорость перемещения частицы (одиночной) в среде, м/с; - плотность среды; м/с; - вязкость среды, кг/(м*с); S – характерная площадь поперечного сечения частички, м2 Из этих 5-и размерных величин можно составить две независимы безразмерные комбинации: ; . По правилу размерности одна из этих безразмерных комбинаций является функций другой: (1) Подставив в (1), получим выражение для силы сопротивления: (2) При больших числах Re лобовое сопротивление, испытываемое частицей со стороны потока, обусловлено разностью давлений перед и за частицей. То есть коэффициент лобового сопротивления постоянен, а лобовое сопротивление пропорционально квадрату скорости. По закону Бернулли разность давлений перед и за частицей равна следовательно: , (3) При малых числах Re инерция и плотность жидкости практически не играют существенной роли, поэтому плотность из уравнения (3) должна выпадать (сокращаться). Это возможно только в том случае, когда коэффициент лобового сопротивления обратно пропорционален Re, т. е.: (4) Подставив в (3) формулу (4) с учётом выражения для Re, получим: (5) 3. Определить тип пластовой воды, ее карбонатную и некарбонатную, кальциевую и магниевую жесткость и процент-эквивалентный состав, если известно, что в одном литре пластовой воды содержатся ионы: Cl- - 38065,8 мг; SO42- - 83,9 мг; HCO3- 482,0 мг; Ca2+ - 1667,7 мг; Mg2+ - 249,7 мг и Na - ? HCO3(-) = 482,0 мг; Ca2(+) = 1667,7 мг; Mg2(+) = 249,7 мг и Na =? Решение: Известно, что пластовые воды электронейтральны. Поэтому число молей положительно заряженных ионов (катионов) должно быть равно числу молей отрицательно заряженных ионов (анионов), следовательно, исходный состав пластовой воды необходимо перевести в мг-экв состав в соответствии с: Так как плотность пластовой воды неизвестна, будем выражать концентрацию ионов вещества в растворе в мг-экв на литр раствора из соотношения qvi = mvi / Эi Тогда концентрация ионов хлора Cl(-) в растворе (пластовой воде) будет q (v, Cl (-)) = 38065,8/35,45 = 1073,79 Результаты аналогичных расчетов представлены в таблице 1.16 Для определения концентрации Na(+) 1073,79 + 1,75 + 7,90 = 83,22 + 20,55 + r(Na) r(Na) = 1083,44 -103,77 = 979,67 Жо = Ж (Са) + Ж(Mg) = 83,22 + 20,55 = 103,77 Так как 103,77 > 7,90,т.е. Жо > r(HCO3), то пластовая вода жесткая Как видно из следовательно, некарбонатная жесткость воды равна: Жнк = 103,77 - 7,9 = 95,87 Присутствие ионов натрия не придает воде жесткость Содержание ионов Ионы мг/л мг-экв/л %-экв Cl(-) 38065,8 1073,79 49,55 SO42(-) 83,9 1,75-1083,44 0,08-50,00 ) 482,0 7,90 0,37 Ca2(+) 1667,7 83,22 3,84 Mg2(+) 249,7 20,55-1083,44 0,95-50,00 979,67 45,21 ∑2166,88 ∑100,00 HCO3(- Na(+) Экзаменационный билет №13 1. Условия стесненного осаждения (всплытия) частицы. Дробление одиночных капель и газовых пузырьков в турбулентном потоке. Поэтому условие равномерного осаждения частиц в неподвижной среде идентично условию витания частиц в восходящем потоке. Следовательно, закономерности стесненного осаждения удобно изучать при движении восходящего потока жидкости (газа) через слой взвешенных в нем частиц. При этом скорость стесненного осаждения равна скорости потока среды через взвешенный слой частиц и зависит от концентрации частиц в жидкости (газе). Очевидно, при концентрации частиц, приближающейся к нулю, скорость стесненного осаждения приближается к максимуму — скорости свободного осаждения. Дробление капель под воздействием турбулентных пульсаций связано с тем, что в турбулентном потоке скорость жидкости изменяется от точки к точке. Поэтому на поверхности капли в разных ее местах действуют различные динамические напоры. На - основе теории однородной и изотропной турбулентности А. Н. Колмогоровым и В. Г. Левичем была получена формула для определения предельного размера капель жидкости, которые не будут дробиться турбулентными пульсациями. Дробление капель в турбулентном потоке неустойчивой эмульсии происходит в результате действия на капли турбулентных пульсаций. Так как диаметр капель неустойчивой эмульсии существенно превышает внутренний масштаб турбулентных пульсаций, то, как показано А. Н. Колмогоровым, в этом случае дробление определяется критерием Вебера We, а влиянием вязкости жидкостей можно пренебречь. Дробление капель в экстракторе происходит как в барботажных трубах за счет пульсаций, передаваемых жидкостям поднимающимися газовыми пузырями, так и в циркуляционных - за счет турбулентности ядра потока сплошной среды. Одновременно в этих трубах наблюдается дробление капель в пристенных слоях. Движение жидкости в экстракторе осуществляется противотоком, а в отдельной ступени - прямотоком. 2. Коагуляция и коалесценция капель и пузырьков. Уравнение быстрой коалесценции Смолуховского. В качестве меры агрегативной устойчивости дисперсной системы можно рассматривать скорость ее коагуляции. Скорость коагуляции – изменение частичной концентрации дисперсных частиц в единице объема в единицу времени. Скорость коагуляции может быть самой разной в различных системах (от нескольких секунд до нескольких лет). Система тем более устойчива, чем медленнее она коагулирует. Различают: быструю коагуляцию, при которой каждое столкновение частиц приводит к их слипанию (все соударения эффективны); и медленную коагуляцию, когда не все столкновения частиц являются эффективными. Теория кинетики быстрой коагуляции однородных сферических частиц была разработана польским ученым М. Смолуховским в 1916 г. Основные положения теории быстрой коагуляции Смолуховского: частицы дисперсной фазы сближаются в результате броуновского движения, слипаются, образуют агрегат, который совершает дальнейшее броуновское движение как единое целое; скорость сближения частиц определяется коэффициентом диффузии и средним расстоянием между частицами; в каждом элементарном акте участвуют только две частицы дисперсной фазы; все частицы имеют одинаковый размер и обладают одинаковой подвижностью, форму частиц считают сферической. Смолуховский предположил, что в начальной стадии процесс коагуляции протекает как бимолекулярная реакция и описывается уравнением реакции второго порядка: . (5.1) После интегрирования уравнения (5.1) получаем выражения для расчета константы скорости процесса коагуляции, числа частиц и времени половинной коагуляции в любой момент времени: ; (5.2) ; (5.3) , (5.4) где n0 – общее число частиц в единице объема золя до коагуляции; n – число частиц к моменту времени t; k – константа скорости процесса коагуляции; θ – временя половинной коагуляции, время, в течение которого начальная концентрация частиц уменьшится в два раза Рис. 5.2. Взаимное притяжение частиц при d = 2r . Теория быстрой коагуляции Смолуховского позволяет оценить критическое расстояние d, при котором становится возможным слипание двух дисперсных частиц. Рассмотрим самый простой случай – обе частицы представляют собой сферы одинакового радиуса r (рис. 5.2). Согласно теории Смолуховского, константа скорости коагуляции k зависит от интенсивности броуновского движения и определяется коэффициентом диффузии D и расстоянием между центрами дисперсных частиц d, на котором действуют силы притяжения между частицами: . (5.5) Подставим в уравнение (5.5) вместо коэффициента диффузии его значение из уравнения Эйнштейна: , (5.6) где η – вязкость дисперсионной среды; r – радиус коагулирующих частиц; число Авогадро;R – универсальная газовая постоянная; Т – температура. – Константа скорости быстрой коагуляции k является постоянной для данной коллоидной системы и вычисляется по уравнению: . (5.7) Тогда для времени половинной коагуляции уравнение примет вид: . (5.8) Из (5.7) следует, что величина константы скорости коагуляции не зависит от начальной концентрации золя и от размера частиц дисперсной фазы, k – постоянная только для данного золя, а зависит от температуры и вязкости дисперсионной среды. Вязкость жидкостей, как правило, уменьшается с повышением температуры, следовательно, константа скорости процесса коагуляции сильно зависит от температуры. Время половинной коагуляции уменьшается с ростом концентрации дисперсной фазы. Таким образом, агрегативная устойчивость дисперсных систем увеличивается с возрастанием вязкости дисперсионной среды, понижением температуры и концентрации дисперсной фазы. Если величина k, вычисленная из экспериментальных данных, не совпадает с величиной, полученной по уравнению (5.7) (kэксп<kтеор), то в системе протекает не быстрая, а медленная коагуляция. Смолуховский предложил формулы, позволяющие определить, сколько частиц того или иного порядка (первичных, вторичных и т.д.) имеется в золе в момент времени t: для общего числа частиц: ; (5.9) для первичных частиц: ; (5.10) для вторичных частиц: . (5.11) для частиц т-го порядка: . (5.12) Графическая зависимость изменения числа частиц от времени коагуляции изображена на рис. 5.3. Рис. 5.3. Изменение числа частиц во времени при быстрой коагуляции Из рис. 5.3 видно, что функции распределения общего числа частиц n и частиц первого порядка n1 – монотонно убывающие, причем число первичных частиц n1 уменьшается быстрее, чем общее число частиц n, т.к. начинают появляться двойные, тройные и т.д. частицы. Для частиц высших порядков кривые проходят через максимум, высота которого уменьшается по мере увеличения размера частиц. Согласно теории Смолуховского, время половинной коагуляции не зависит от времени коагуляции. Чтобы проверить применимость теории по экспериментальным данным вычисляют θ для нескольких значений t по уравнению: . (5.13) Если величина θ остается постоянной при различных значениях времени коагуляции, то в системе протекает быстрая коагуляция, для которой применима теория Смолуховского. Представления Смолуховского объясняют коагуляцию монодисперсных золей. Представления Смолуховского объясняют коагуляцию монодисперсных золей. Теория коагуляции полидисперсных золей была разработана Мюллером. Мюллер показал, что частицы различных размеров коагулируются быстрее, чем частицы одинаковых размеров. При этом «большие» частицы играют роль центров коагуляции – коагуляция преимущественно происходит при столкновении малых частиц с большими. Таким образом, чем больше больших частиц, тем выше скорость коагуляции. Теория Мюллера объясняет автокаталитический характер коагуляции, скорость которой может постепенно возрастать со временем. Мюллер показал, что скорость коагуляции возрастает, если частицы имеют удлиненную форму. В этом случае на поступательное движение частиц дисперсной фазы накладывается еще и вращательное движение, увеличивающее вероятность столкновения частиц. 3. Рассчитать компонентный состав пластовой нефти, если газонасыщенность ее Г0=107 м3/м3, молярная масса сепарированной нефти Мн=250 кг/кмоль, ее плотность в стандартных условиях ρн=860 кг/м3, а объемное содержание компонентов в газе однократного разгазирования нефти до атмосферного давления при 200С следующие (%): метан 50, этан 26,8, пропан 11,3, изобутан 1,3, бутан 3,9, пентан 6,7 СМОТРИ 6 БИЛЕТ Экзаменационный билет №14 1 Технологические схемы сбора нефти, газа, и пластовой воды. Требования к промысловому обустройству нефтяных и газовых месторождений. Технологические схемы сбора нефти, газа и пластовой воды: Технологические схемы сбора нефти, газа и пластовой воды зависят от типа месторождения, геологической структуры и состояния пласта, условий эксплуатации, расстояния до пунктов переработки и транспорта, а также от многих других факторов. Технологические схемы сбора нефти, газа и пластовой воды могут включать в себя такие этапы, как: Бурение скважин Обустройство скважин (установка обсадных колонн, насосов, оборудования для контроля и управления) Добыча нефти, газа и пластовой воды Разделение флюидов (нефти, газа и воды) с помощью физических или химических методов Подготовка нефти и газа к транспортировке и переработке Требования к промысловому обустройству нефтяных и газовых месторождений: Промысловое обустройство нефтяных и газовых месторождений должно быть максимально эффективным и безопасным. Некоторые из основных требований к промысловому обустройству включают в себя: Использование современных технологий и оборудования Безопасность персонала и окружающей среды Минимизация воздействия на окружающую среду Экономическая эффективность Удобство обслуживания и ремонта 2. Унифицированные технологические схемы сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных и газовых месторождений Унифицированные технологические схемы сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных и газовых месторождений: Унифицированные технологические схемы сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных и газовых месторождений являются стандартизированными методами, которые используются в различных месторождениях. Это помогает оптимизировать процессы добычи и обеспечить высокий уровень эффективности и безопасности. Есть несколько унифицированных технологических схем сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных и газовых месторождений, которые могут варьироваться в зависимости от специфики месторождения и требований заказчика. Некоторые из них включают в себя: Простая технологическая схема: Оборудование скважины насосом Разделение продукции в три фазы (нефть, газ, вода) с помощью трехфазного сепаратора Подготовка продукции к транспортировке и переработке Сложная технологическая схема: Использование специальных насосных установок (с камерой смешения) для добычи более вязких нефтей Установка многоступенчатых сепараторов для разделения продукции на более чем три фазы (например, для отделения конденсата или серы) Использование дополнительного оборудования для очистки продукции от примесей (например, песка или солей) Технологическая схема с механической очисткой: Использование специальных установок для удаления механических примесей (например, песка или мусора) Разделение продукции на фазы (нефть, газ, вода) с помощью трехфазного сепаратора Подготовка продукции к транспортировке и переработке В целом, унифицированные технологические схемы сбора и подготовки скважинной продукции предназначены для оптимизации добычи и обеспечения безопасности персонала и окружающей среды. Они также могут помочь улучшить экономическую эффективность добычи нефти и газа. 3. Сопоставить экспериментальные данные по определению компонентного состава пластовой нефти Алакаевского месторождения с рассчитанными по формулам при следующих исходных данных: газонасыщенность пластовой нефти (объем газа при нормальных условиях) 69,1 м3/т; молярная масса сепарированной нефти 204 кг/кмоль; ее плотность 840 кг/м3; вязкость сепарированной нефти при стандартных уловиях 6,2 МПа*с Экзаменационный билет №15 1 Распределение температуры по длине неизотермического трубопровода. Эффект Джоуля-Томпсона. Формула Шухова описывает распределение температуры по длине трубопровода, обусловленное теплопередачей в окружающую среду. Согласно (4.7) при температура газа в любой точке газопровода больше . Лишь при . В формуле (4.6) последнее слагаемое учитывает понижение температуры из-за эффекта Джоуля-Томсона. Этой формулой следует пользоваться, когда требуется повышенная точность расчета. На рисунке 4.1 изображен график, показывающий характер изменения температуры по длине газопровода. Рисунок 4.1. Кривые изменения температуры газа по газопровода: 1 – по Шухову; 2 – с учетом эффекта Джоуля-Томсона. длине Средняя температура по длине газопровода: На основании (4.6) и (4.7) получаются следующие формулы для вычисления средней температуры газа по длине трубопровода: (4.8) и . (4.9) Температура газа, входящая в формулы для гидравлического расчета газопровода, принимается равной . Эффект Джоуля-Томсона В технологических процессах добычи и транспорта газа часто происходят резкое снижение давления и расширение газового потока – дросселирование (от нем. drosseln – душить). Дросселированием в газопроводе можно считать распределенное по длине падение давления и, следовательно, расширение движущегося газа. При обычных для газопроводов давлении и температуре дросселирование сопровождается охлаждением газа. Изменение температуры газа при дросселировании получило название эффекта Джоуля-Томсона (дроссель-эффект). Эффект ДжоуляТомсона был обнаружен и исследован в 1852-1862 гг. Снижение температуры газа при движении его по трубопроводу из-за эффекта Джоуля-Томсона можно объяснить так. Считается, что дроссельный процесс энергетически изолирован. В этом случае внутренняя энергия остается неизменной. Неизменной остается и энтальпия. Внутренняя энергия включает в себя кинетическую энергию молекул и потенциальную энергию их взаимодействия. Газ при движении по газопроводу расширяется. В результате увеличивается расстояние между молекулами и, следовательно, возрастает потенциальная энергия их взаимного притяжения. Но поскольку внутренняя энергия, как было сказано, остается неизменной, увеличение потенциальной энергии сопровождается уменьшением кинетической энергии молекул, т. е. снижением температуры газа. Эффект снижения температуры газа при дросселировании характеризуется коэффициентом Джоуля-Томсона . (2.11) 2. Типичные структуры газонефтяных и газовых потоков в горизонтальных и наклонных трубопроводах. Расходные и «истинные» параметры в многофазных потоках Мы отмечали, что нефтесборный коллектор работает с неполным заполнением сечения трубы нефтью, т.к. при герметизированной однотрубной системе сбора по трубопроводу транспортируются не однофазные, а двухфазные (нефть + газ) или трехфазные (нефть + газ + вода) системы. В горизонтальных и наклонных трубопроводах газовая фаза стремится занять верхнюю часть сечения трубы. Движение многофазных многокомпонентных систем в трубах по своей природе значительно сложнее, чем движение однофазных сред. Основная сложность заключается в том, что в газожидкостном потоке происходит относительное движение фаз, обусловленное различием их плотностей и вязкостей, поверхностным натяжением на границе фаз и наклоном трубопровода. Например, μН ≈ 2·10-3 Па·с, а μГ ≈ 1·10-5 Па·с; ρН ≈ 800 кг/м3, а ρГ ≈ 1,4 кг/м3, откуда следует, что в нисходящих трубопроводах скорость жидкости больше, чем скорость газа; а в восходящих – скорость газа выше, чем скорость жидкости. Наличие в горизонтальном трубопроводе относительного движения фаз приводит к образованию многочисленных структурных форм двухфазного потока. Структурные формы зависят от скорости движения смеси, количественного соотношения фаз и их физических свойств и от параметров трубопровода: диаметра и угла наклона к горизонту (θ). Рис.5.6. Структуры газожидкостных потоков в горизонтальных трубах Структурная форма газожидкостного потока определяется двумя параметрами: безразмерным критерием Фруда смеси Frсм, расходным газосодержанием β. где Qi - объемные расходы жидкости и газа; υсм - средняя скорость газожидкостной смеси; d - диаметр трубопровода; S - площадь сечения трубопровода. Расходное газосодержание β это отношение объемного расхода газа к сумме объемных расходов газа и жидкости. Средняя скорость смеси υсм и объемное расходное газосодержание β называются расходными параметрами. Относительная скорость газовой фазы четко может охарактеризовать структуру потока, а структура потока оказывает влияние на потери давления в трубопроводе и на процессы коррозии. В одном и том же горизонтальном, а тем более в негоризонтальном «рельефном» трубопроводе, на различных его участках возможно существование различных структур потока. В нисходящих слабонаклонных (θ до 11о) и горизонтальных трубопроводах может существовать все рассмотренные структуры потока: пузырьковая (1), расслоенная (2,3), пробковая (4,5) и кольцевая. В восходящих и вертикальных трубопроводах – только пузырьковая, пробковая и кольцевая. При движении газожидкостной смеси по вертикальным трубам газ будет либо равномерно распределяться в жидкости в виде мелких пузырьков, либо двигаться в виде отдельных газовых скоплений в центре трубы, подобно поршню. При увеличении количества газа он может занять все центральное сечение трубы и двигаться в виде сплошного газового «стержня» внутри жидкостного кольца. Для пленочно-диспергированной структуры течения характерно высокое газосодержание (β = 0,9÷0,99) и незначительная доля расхода жидкости (QЖ = 0,1÷0,01). Пленочно-диспергированная структура потока на нефтяных месторождениях встречаются крайне редко (газопроводы + выпавший конденсат), в то же время во всех газопроводах месторождений природного газа потоки, как правило, имеют эту структуру. Для нефтегазовых систем основной структурной формой потока является волновая и пробковая. Истинное газосодержание определяется как отношение мгновенной площади потока, занятого газовой фазой, к полной площади поперечного сечения потока: Из-за относительного движения фаз, истинное газосодержание не равно расходному, φ ≠ β. φ - учитывает относительное движение фаз, зависит от физических свойств газа и жидкости, поверхностного натяжения, диаметра и наклона трубопровода и других факторов. В реальных условиях для горизонтальных трубопроводов обычно φ < β (т.е. ). Анализ закономерностей образования структур потока позволяет сделать вывод о том, что можно не только предсказать существование той или иной структуры потока в действующем трубопроводе, но и управлять этим процессом, т.е. формировать необходимую структуру, например, изменяя диаметр трубопровода, угол его наклона и т.д. При этом в случае эмульсионной структуры потока, когда относительная скорость фаз близка к нулю и пузырьки газа длительное время контактируют с окружающей жидкостью, составы фаз будут ближе к равновесным. При раздельной структуре потока, составы газа и жидкости будут существенно отличаться от равновесных, соответствующих давлению и температуре в трубопроводе. 3. В смеси нефтей содержится (т) соответственно нефти башкирского горизонта 202, визейского – 290 и пашийского – 408. Определить молярную долю каждой нефти в смеси, если молярная масса (кг/кмоль) нефти: башкирского горизонта 262, визейского – 271, пашийского – 256 соответственно. Смотри 1 билет Экзаменационный билет №16 1 Технологические схемы сбора нефти, газа, и пластовой воды. Требования к промысловому обустройству нефтяных и газовых месторождений. Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов, которые представлены на рис.2.7. Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции. Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды. Элемент 3. ДНС—газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации. Элемент 4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)». Элемент 5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества. Элемент 6. УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт. Элемент 7. УКПН – установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к. одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка. Элемент 8. Установка подготовки воды – КНС. Вся водная фаза ( как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции. Элемент 9. КНС – нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами 2. Унифицированные технологические схемы сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных и газовых месторождений На основании обобщения опыта эксплуатации и научных исследований в отрасли разработаны унифицированные технологические схемы по сбору и подготовке нефти, газа и воды. В основу этих схем положено совмещение в системе герметизированного нефтегазосбора процессов транспорта и подготовки продукции скважин для ее последующего разделения в специальном оборудовании при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на центральных нефтесборных пунктах. Это дает возможность автоматизировать промысловые объекты с наименьшими капитальными вложениями. Существует несколько вариантов унифицированных технологических схем. Например, 1. первая ступень сепарации размещается на площадке ДНС, осуществляется предварительное обезвоживание нефти при давлении I ступени сепарации. Качество сбрасываемой пластовой воды должно удовлетворять требованиям к ее закачке в трещиновато-пористые коллекторы как наиболее распространенные; 2. на месторождении размещается сепарационная установка без сброса воды. Унифицированные технологические схемы предусматривают различные сочетания процессов герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды для обеспечения требуемого качества продукции при минимальных эксплуатационных и капитальных затратах. О Рис.2.8. Унифицированная технологическая схема комплекса сбора и подготовки нефти, газа и воды. Основной вариант унифицированной схемы комплекса нефтедобывающего района приведен на рис.2.8. Продукция нефтяных скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку 2 типа «Спутник», где измеряют дебит нефти, газа и воды. На групповой установке в поток газоводонефтяной смеси с помощью блока подачи реагента 3 вводят реагент-деэмульгатор для разрушения нефтяной эмульсии в промысловых трубопроводах. От групповых замерных установок по нефтегазосборным коллекторам продукция скважин поступает на центральный пункт сепарации (ЦПС), в котором происходят все операции по разделению и подготовке нефти, газа и воды. Подача продукции скважин на ЦПС и через все его технологические блоки осуществляется, как правило, за счет энергетических возможностей продуктивных пластов или установок механизированной добычи нефти. На ЦПС перед сепараторами первой ступени 4 предусмотрено устройство для предварительного разделения газа и нефти, а также подача реагента-деэмульгатора с помощью блока подачи реагента 3 и горячей воды от аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания. Нефтяной газ из сепаратора первой ступени 4 поступает на установку подготовки газа 13, а жидкая продукция — в емкость предварительного сброса воды 5, где от нефти отделяют свободную пластовую воду. Далее нефть поступает на установку глубокого обезвоживания и обессоливания, состоящую из печи 6, каплеобразователя 7, отстойника 8, смесителя 9, в котором нефть смешивается с чистой водой, и электродегидратора 10. Каплеобразователь 7 представляет собой систему трубопроводов, в которых подбором определенных турбулентных режимов течения достигается укрупнение мелких капель за счет их слияний при столкновениях под действием турбулентных пульсаций. Аппараты для глубокого обезвоживания и обессоливания нефти должны, как правило, работать с отбором нефтяного газа, выделяющегося из нефти при нагреве и снижении давления. Окончательное разгазирование обезвоженной и обессоленной нефти проводят в концевых сепараторах 11. Нефтяной газ, отделяемый от нефти в отстойнике 8, электродегидраторе 10 и концевом сепараторе 11, направляется на установку подготовки газа 13. Кондиционная нефть из концевого сепаратора 11 поступает на прием насосов и направляется на узел учета нефти 15, включающий влагомер 14. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар товарной нефти 16. Часть горячей воды, отделяемой от нефти на установке глубокого обезвоживания и обессоливания нефти, насосом 12 закачивают в поток газоводонефтяной смеси, поступающей на ЦПС. Остальная вода из установки глубокого обезвоживания и обессоливания нефти вместе с пластовой водой, отделяемой от нефти в емкости предварительного сброса воды 5, поступает на установку подготовки воды, где сначала проходит блок очистки 25, в котором от нее отделяется капельная нефть. Затем в воду добавляют ингибитор коррозии с помощью блока подачи ингибитора 26, после чего она проходит блок дегазатора с насосом 20, узел замера расхода воды 19 и направляется на кустовую насосную станцию для использования в системе поддержания пластового давления. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар пластовой воды 18 и насос 12. Уловленная в блоке очистки 25 капельная нефть, пройдя блок приема и откачки уловленной нефти 24 и резервуар некондиционной нефти 17, насосом закачивается в поток нефти, поступающей на установку подготовки нефти. Установка подготовки воды включает также узел подготовки сточных вод, состоящий из блока приема и откачки стоков 21, емкости шламонакопителя 22, мультигидроциклона 23. Блоки предварительного обезвоживания нефти вводят в эксплуатацию при обводненности поступающей продукции не менее 20%. Газы первой ступени подготавливают отдельно от газов низкого давления. Газы низкого давления должны компримироваться до давления первой ступени сепарации. Унифицированные технологические схемы допускают применение измененных технологических схем отдельных процессов сбора и подготовки нефти, газа и воды, в которых учитываются особые условия нефтедобывающих районов, энергетические возможности месторождений, физико-химические свойства продукции скважин и др. Допускается применение насосного транспорта нефти в газонасыщенном состоянии на расстояниях от месторождения до ЦСП, не превышающих указанные в табл. 2.1. Нефть совместно с выделившимся из нее газом в нормальных условиях не может транспортироваться на большие расстояния, т.к. объем выделившегося газа в несколько десятков раз превышает объем жидкости и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать трубопроводы большого диаметра, что очень дорого. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор и транспорт нефти и нефтяного газа осуществляют только на экономически целесообразные расстояния (табл.2.1), а затем нефть и выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого предварительно разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два - нефтяной (водонефтяной) и газовый. Таблица 1. Допустимая протяженность однотрубного транспорта в зависимости от рельефа трасс трубопроводов и вязкости продукции, км Объем Давление Внутренний прдук- в начале диаметр ции, труботруботыс. прово-да, прово-да, м т/год МПа Вязкость продукции скважин (нефть, газ, вода), м2/с 10-5 2 * 10-4 Относительная сумма подъемов трассы трубопровода, м/км 15 100 8 * 10-5 30 40 15 30 40 15 30 40 0,255 21,6 11,8 8,3 20,0 11,5 8,2 17,3 10,3 7,3 0,357 21,0 11,6 8,2 19,4 11,3 8,0 18,0 10,6 7,4 1000 0,509 19,7 11,3 8,1 17,9 10,8 7,8 16,3 10,0 7,2 100 0,255 36,7 19,6 14,6 34,0 19,0 14,3 29,1 17,0 12,5 0,357 35,7 19,4 14,5 33,3 18,7 14,1 30,0 17,4 12,7 1000 0,509 33,7 18,9 14,2 30,6 18,0 13,7 27,8 16,7 12,4 100 0,255 70,0 38,1 33,8 63,8 37,4 32,0 54,6 31,7 25,0 0,357 66,3 37,9 33,5 64,8 37,0 32,3 56,4 32,6 25,6 0,509 65,5 37,2 32,2 60,0 35,6 31,5 53,5 31,5 300 300 300 1000 1,5 2,0 3,0 25 Таблица 2. Технологические схемы процессов подготовки нефти выбирают в зависимости от физико-химических свойств продукции скважин. Плотность нефти, кг/м3 Рекомендуемое сочетание процессов подготовки нефти 800—830 Предварительное обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация 830—850 Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация 850—870 Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация, регенерация тепла товарной нефти 870—900 Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, регенерация тепла товарной нефти, сепарация Нефтяной газ, отделившийся в аппаратах установки подготовки нефти, направляется по газопроводам на комплекс сооружений по подготовке газа, где осуществляются процессы компримирования, осушки и извлечения тяжелых углеводородов. Нефть, прошедшая установки подготовки, называется товарной. Нефти различных месторождений отличаются по химическому составу и товарным свойствам. Но вводить раздельную перекачку нефтей в зависимости от их сортов нерационально, т.к. это усложнит нефтепромысловое хозяйство, увеличит размеры резервуарного парка, приведет к созданию сложной системы нефтепроводов. Поэтому на практике нефти смешиваются в районах добычи и направляются на переработку в виде смеси. Смешиваются нефти после их исследования. Иначе может произойти обесценивание получаемой продукции. Например, если смешать сернистую и малосернистую нефти, то не удастся получить малосернистый кокс и т.д. От особенностей химического состава нефтей зависит направление их переработки: нефти, содержащие больше светлых фракций и меньше серы, перерабатываются по топливной схеме (производство моторных, реактивных и дизельных топлив), а нефти, содержащие много масляных фракций – по топливно-масляной схеме. По магистральному трубопроводу в пределах определенного региона перекачивается типовая нефть. 3. При приготовлении рекомбинированной пробы смешивают 100 м3 пропана, 75 м3 изобутана, 75 м3 нормального бутана. Определить долю отдельных компонентов смеси. 100+75+75=250 250=100% 100=(100*100)/250=40% 75=(75*100)/250=30% 75=(75*100)/250=30% Экзаменационный билет №17 1. Модель потока дрейфа. Рельефные трубопроводы, понятие о перевальной точке. Модель потока дрейфа - это математическая модель, используемая для описания потока жидкости или газа в трубопроводах. Она основывается на предположении о том, что поток является однородным и позволяет оценить основные параметры потока, такие как скорость, давление и температуру. Рельефные трубопроводы - это трубопроводы, проложенные по пересеченной местности с изменением высоты. Такие трубопроводы могут иметь различные углы наклона и изгибы, что может приводить к изменению направления потока и изменению скорости потока. Перевальная точка - это точка на рельефном трубопроводе, в которой высота потока достигает максимальной или минимальной точки на пути потока. В этой точке происходит переход от одного направления движения к другому, что может приводить к изменению параметров потока, таких как скорость, давление и температура. Это важно учитывать при проектировании трубопроводов, чтобы обеспечить эффективное и безопасное передвижение жидкости или газа. 2. Классификация промысловых трубопроводов. Осложнения в эксплуатации промысловых трубопроводов и объектов промыслового обустройства. Причины осложнений, методы предотвращения и борьбы с ними. 3. Рассчитать молярнуя и массовую доли нефти в водонефтяной эмульсии, если объемная доля воды в ней 50% (обводненность эмульсии). Известно, что молярная масса нефти 200 кг/кмоль, ее плотность 850 кг/м3, плотность воды 1000 кг/м3 Экзаменационный билет №18 1 Предварительное разделение скважинной продукции на промыслах Предварительное разделение продукции скважин включает следующие процессы: Сепарация нефти от газа (первая ступень); Сброс пластовой воды (предварительное обезвоживание). Ступенью сепарации называется отделение газа от нефти при определенных давлении и температуре. Нефтегазовую (нефтеводогазовую) смесь из скважин сепарируют сначала при высоком давлении на первой ступени сепарации, где выделяется основная масса газа. Затем нефть поступает на сепарацию при среднем и низком давлениях, где она окончательно разгазируется. Иногда для получения нефти необходимого качества на одной из ступеней сепарации нефть разгазируется под вакуумом; в этом случае сепарация называется вакуумной. Если при разгазировании нефть подогревается, сепарация называется горячей. Число ступеней сепарации зависит от физико-химической характеристики пластовой нефти, требований, предъявляемых к товарной нефти, и в каждом конкретном случае определяется расчетом исходя из условия достижения наилучших технико-экономических показателей. Для уменьшения коррозии трубопроводов и повышения производительности установок подготовки нефти применяется предварительный сброс пластовой воды. Согласно РД применение предварительного сброса воды целесообразно при обводненности продукции более 30%. В зависимости от места осуществления предварительного сброса воды в технологической цепи сбора и подготовки нефти можно выделить: Путевой сброс; Централизованный сброс: на ДНС и непосредственно перед установками подготовки нефти. Путевой сброс воды из продукции скважин может осуществляться по отдельным коллекторам, вблизи наиболее обводненных кустов скважин, на пониженных участках трассы, где скапливается свободная вода, вблизи существующих кустовых насосных станций системы ППД. Основным требованием к технологии путевого сброса воды является его осуществление без применения сложного технологического оборудования, требующего присутствия обслуживающего персонала, и при естественной температуре продукции скважин. При необходимости для разрушения эмульсии продукция может обрабатываться реагентомдеэмульгатором. Степень предварительного обезвоживания нефти при путевом сбросе должна соответствовать агрегативной устойчивости эмульсии (на входе в установку), чтобы при дальнейшем транспорте не происходило выделение свободной воды из эмульсии или оно было минимальным. При сбросе воды в любом случае должна имееться возможность ее утилизации. Если сброс воды на ДНС осуществляется под избыточным давлением, то обеспечивается транспорт газонасыщенной нефти до узлов подготовки и второй ступени сепарации. 2. Дожимные насосные станции (ДНС), дожимные компрессорные станции (ДКС), устройства предварительного отбора нефтяного газа на промыслах (УПОГ). Оборудование ДНС сообщает нефти и газу дополнительный напор, необходимый для их транспортирования в направлении высоконапорных участков через системы сбора и подготовки. ДНС могут производить: перекачку водогазонефтяной эмульсии по нефтепроводу мультифазными насосами, проводить предварительную подготовку скважинной продукции сепарацию (сброс) воды и попутного нефтяного газа (ПНГ) с закачкой в нефтепровод обезвоженной и дегазированной нефти, осуществлять закачку воды в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления. ДНС перекачивает содержимое скважин нефтяных месторождений в виде газожидкостной смеси. Принцип работы ДНС Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией. В составе ДНС предусматриваются следующие технологические объекты: блок реагентного хозяйства, нефтяные и газовые сепараторы, отстойники, буферные и дренажные емкости, резервуары различного назначения, насосные станции для перекачки нефти и подтоварной воды. Дожимные компрессорные станции монтируются на подземных газовых хранилищах (ПХГ). Оборудование ДКС выполняет две основные функции — транспортировку газа от магистрального газопровода непосредственно в ПХГ или отбор голубого топлива для перекачки конечным потребителям. Как правило, отбор газа дожимная компрессорная станция обеспечивает в зимний период, после чего природный газ распределяется для последующей транспортировки. Отличительной особенностью ДКС является высокая степень сжатия и применение в конструкции более эффективных очистительных устройств, среди которых пылеуловители, фильтр-сепараторы и абсорберы. В результате дожимная компрессорная станция улучшает подготовку голубого топлива, которое поступает из подземного хранилища газа в магистральный газопровод. Как она устроена? ДКС представляет собой один из важнейших элементов всего процесса подготовки газа. Кроме компримирования голубого топлива, на дожимной компрессорной станции осуществляются процессы очистки, охлаждения, осушки и замера газа. При отборе газ из ПХГ проходит по входным шлейфам на установки очистки, в которых он очищается от взвешенных твердых частиц и капельной влаги. Далее голубое топливо поступает в компрессорный цех первой ступени сжатия. После компримирования газ охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) первой ступени и попадает в компрессорный цех второй ступени сжатия. Дальше голубое топливо охлаждается на АВО газа второй ступени и поступает в цех осушки, после чего замеряется и направляется по выходным шлейфам в магистральный газопровод — непосредственно к потребителю. УПОГ (устройство предварительного отбора газа) – служит для отбора газа, выделившегося из нефти при транспортировке со скважины до установки подготовки нефти. Данное устройство позволяет частично справиться с такими явлениями, как поступление в сепаратор газовых пробок и устранение пульсаций жидкости, что благоприятно влияет на процесс последующей подготовки, и работу сепараторов в целом. 3. Определить массовую и мольную доли растворенного в пластовой нефти газа и молярную массу пластовой нефти, если газосодержание нефти Г0=100 м3/м3, плотность газа ρг=1,5 кг/м3, плотность сепарированной нефти ρн=860 кг/м3, а молярная масса сепарированной нефти Мн=200 кг/кмоль. Экзаменационный билет №19 1. Нефтегазовые сепараторы, газонефтяные сепараторы, показатели эффективности их работы. Подбор сепараторов Устройства предварительного сброса воды (УПСВ). Нефтегазовый сепаратор – это устройство, в котором нефть отделяется от попутного газа (или вода отделяется от нефти) за счет различной плотности жидкостей. Различают 3 вида сепараторов по положению в пространстве: горизонтальные, вертикальные, гидроциклонные. По форме аппараты бывают: цилиндрические, сферические( лучше всего на самом деле это вертикальные сепараторы, так как их проще очищать от песка) Газонефтяной сепаратор (трап) - аппарат для отделения попутного газа от нефти за счет различия в их плотности. Основным критерием выбора сепаратора является номинальная величина проходящего через него потока. Подбор производят на основании расчетных проектировочных данных, характеризующих максимальный водяной поток из очистительных установок. Установки предварительного сброса пластовой воды (ПСПВ) предназначены для дегазации нефти, отбора и очистки попутного газа (ПНГ), сброса пластовой воды под избыточным давлением. Конструкция установок выполняется на базе нефтегазовых сепараторов со сбросом воды (НГСВ). Установки представляют собой горизонтальные аппараты, снабженные технологическими штуцерами и штуцерами для КИПиА. Внутри аппарата расположены: устройство ввода, успокоительная перегородка, секция коалесценции, струнный каплеотводник для очистки газа, секция сбора нефти. 2. Технология предварительного обезвоживания скважинной продукции на промыслах. Гравитационные напорные отстойники, типы отстойников принцип их работы Обезвоживание нефтей - технологический процесс, проводимый в целях освобождения нефтей от излишнего балласта (воды и растворенных в ней веществ) перед транспортировкой и переработкой. Обезвоживание нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов, которые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель диспергированной в нефти воды. УПСВ-Блок отстояБлок электродегидраторов. Обезвоживание нефти производится в аппаратах для разделения водонефтяных эмульсий гравитационных отстойниках, в которых разделение эмульсии происходит за счет сил гравитации. Для укрупнения капель воды в результате их коалесценции используют термохимические методы и обработку эмульсии в электрическом поле. Принцип действия нефтеотстойника основан на законе гравитации. Удельная масса нефти ниже, чем у пластовой воды. Нефтяная эмульсия помещается в резервуар отстойника через входное отверстие, просачивается в перфорированные коллекторы. Затем эмульсия попадает под пластовую воду, которая присутствует в жидкостных фильтрах. Вода, находящаяся в эмульсии, уплотняется, оседает и сбрасывается через регулирующий клапан. Очищенная нефть остаётся на поверхности и затем выводится наружу через нефтесборник. Существует несколько видов отстойников: горизонтальные, вертикальные, статические, динамические и пластинчатые. 3. Определить тип пластовой воды, ее карбонатную и некарбонатную, кальциевую и магниевую жесткость и процент-эквивалентный состав, если известно, что в одном литре пластовой воды содержатся ионы: Cl- - 38065,8 мг; SO42- - 83,9 мг; HCO3- 482,0 мг; Ca2+ - 1667,7 мг; Mg2+ - 249,7 мг и Na - ? Известно, что пластовые воды электронейтральны. Поэтому число молей положительно заряженных ионов (катионов) должно быть равно числу молей отрицательно заряженных ионов (анионов), следовательно, исходный состав пластовой воды необходимо перевести в миллиграмм-эквивалентный состав в соответствии с таблицей. Для определения концентрации ионов натрия в растворе по разности запишем: 1073,79 + 1,75 + 7,90 = 83,22 + 20,55 + rNa, где гиа - число миллиграмм-эквивалентов ионов натрия в литре раствора. Откуда rNa = 1083,44 - 103,77 = 979,67. По определению общая жесткость складывается из кальциевой и магниевой, значения которых получены при пересчете концентрации ионов. Следовательно, Жо = Жса + ЖМо = 83,22 + 20,55 = 103,77. Так как 103,77 > 7,90, т.е. Жо > гнсоз, то пластовая вода жесткая. Как видно, из табл. 1.2, карбонатная жесткость равна: Жк = ГнсОз = 7'9 мг “ ЭКВ/Л’ следовательно, некарбонатная жесткость воды: Жнк= 103,77-7,9 = 95,87. Следует обратить внимание на то, что присутствие ионов натрия не придает воде жесткости. Экзаменационный билет №20 1 Нефтепромысловые резервуары, назначение, устройство. Потери нефти при больших и малых «дыханиях». 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: По назначению: 1)сырьевые 2)товарные 3)технологические 4)для хранения воды По материалу изготовления: 1)металлические (10-15 лет) 2)железобетонные 3)каменные 4)земляные По отношению к уровню земли 1)наземные 2)подземные (максимальный уровень жидкости на 20 см ниже отметки площадки) 3)полузаглубленные По величине избыточного давления 1)низкого давления (Ризб. – 200 мм водного столба) 2)высокого давления (Ризб. - 2000 мм) 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 2. Подготовка скважинной продукции Разгазирование и стабилизация нефти. на промыслах до товарных кондиций. Доведение нефти до товарной кондиции осуществляется в цехе подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Основным способом подготовки нефти является термохимическое отстаивание, в процессе которого продукция нагревается до температуры 70-900С, в неё вводится деэмульгатор и она проходит несколько ступеней сепарации. Учитывая многообразие свойств пластовой продукции, системаподготовки нефти и применяемое технологическое оборудование для различных объектов разработки могут существенно отличаться. Схема используется для снижения содержания солей в товарной нефти. Её отличия от рассмотренной выше состоит в наличии дополнительного аппарата для промывки нефти пресной водой и системы отстойников обессоленной нефти. Стабилизация нефти — извлечение широкой фракции лёгких углеводородов обычно от CH4 до С4Н10 на промысле для их использования в качестве топлива или нефтехимического сырья. Степень стабилизации нефти устанавливается для каждого конкретного месторождения с учётом: количества добываемой нефти, содержания в ней лёгких углеводородов, технологии сбора нефти и газа на промысле, влияния стабилизации нефти на бензиновый фактор нефти, увеличения затрат на перекачку нефти за счёт повышения вязкости при большей степени стабилизации нефти. В зависимости от степени стабилизации нефти процесс осуществляют сепарацией (извлечением широкой фракции лёгких углеводородов одно- или многократным разгазированием нефти путём снижения её давления, в т.ч. с предварительным подогревом нефти) или ректификацией (отбором лёгких фракций при одно- или многократном нагреве и конденсации с чётким разделением углеводородов). На промыслах стабилизации нефти проводят в основном в сепарационных установках, которые различаются по принципу действия (гравитационные, инерционные или жалюзийные и центробежные), пространственной ориентации (вертикальные, горизонтальные и наклонные) и геометрической форме (цилиндрические и сферические). Для стабилизации нефти с большими газовыми факторами применяются, как правило, горизонтальные сепараторы. Степень извлечения газа и нефти и вынос капелек нефти вместе с газом зависят от числа ступеней сепарации, давления по ступеням сепарации, температуры и объёма поступающей нефтегазовой смеси, а также от конструкции сепараторов. При многоступенчатой сепарации на первых ступенях получают в основном метан, который используют на промысле или подают в магистральный газопровод, на последующих ступенях — лёгкие углеводороды (в основном С3Н8). Благодаря стабилизации нефти уменьшаются потери при хранении и транспорте нефти. Прогресс в области стабилизации нефти возможен при обеспечении снижения затрат энергии на сепарацию с тем, чтобы заключённую в нефтегазовом потоке энергию использовать главным образом для транспорта нефти и газа, а также при значительном повышении эффективности сепарационных аппаратов. Перспективны методы разделения нефти и газа с применением ультразвука, мембран, сепарации в тонких слоях и др., а также сочетания их с воздействием теплоты, центробежных сил и др. 3. Рассчитать компонентный состав пластовой нефти, если газонасыщенность ее Г 0=107 м3/м3, молярная масса сепарированной нефти Мн=250 кг/кмоль, ее плотность в стандартных условиях ρн=860 кг/м3, а объемное содержание компонентов в газе однократного разгазирования нефти до атмосферного давления при 200С следующие (%): метан 50, этан 26,8, пропан 11,3, изобутан 1,3, бутан 3,9, пентан 6,7 СМОТРИ 6 БИЛЕТ 1. Экзаменационный билет №21 Обезвоживание нефти, применение деэмулыаторов, разделение эмульсий в дегидраторах с вертикальным и горизонтальным потоками сырья. Обезвоживание нефтей - технологический процесс, проводимый в целях освобождения нефтей от излишнего балласта (воды и растворенных в ней веществ) перед транспортировкой и переработкой. Обезвоживание нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов, которые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель диспергированной в нефти воды. В сочетании с гравитационным отстаиванием применяют различные комбинации методов обезвоживания нефти, например: термическое и химическое, термическое и электрическое. Деэмульгаторы – это поверхностно-активные вещества, способные вытеснить с поверхности глобул воды, диспергированной в нефти, бронирующую оболочку, состоящую из полярных (входящих в её состав) компонентов, а также частиц парафина и механических примесей. Применение этих реагентов позволяет: Получать нефть с минимальным содержанием воды и солей. Из такого сырья производят, например, высококачественный бензин или дизельное топливо. Получать чистую воду. Её отправляют на утилизацию. Также возможна закачка обратно в пласт. Проводить подготовку нефти согласно стандартам охраны окружающей среды. Быстро сбрасывать воду. Повышать эффективность работы системы. Получить чёткую границу раздела фаз без образования промежуточных слоёв. Сократить потерю сырья. дегидраторы нефти в две и даже в три ступени. (газ,вода,нефть) 2. Обессоливание нефти, расчет потребного количества пресной воды для обессоливания при идеальном смешении дисперсных пресной и пластовой вод. Применение электродегидраторов для глубокого обезвоживания нефти. Обессоливание нефти - процесс удаления из продукции нефтяных скважин минеральных (в основном хлористых) солей. Расход промывной воды (по регламенту) на ЭЛОУ составляет 10% об. от объема подготавливаемой нефти, фактический же расход промывной воды не превышает 6% об. Если массовая концентрация хлористых солей в капельной воде, которая останется в потоке нефти на выходе электродегидратора, обеспечивает требуемую группу качества по содержанию хлористых солей в обезвоженной нефти, то такой расход промывной воды является теоретически минимально необходимым. Рассчитав его, получим асимптотическую оценку теоретически необходимого расхода промывной воды для обессоливания. Достичь высоких показателей глубокой сепарации можно при комплексной очистке с подключением разноплановых методов выведения солей в водной среде. При этом должно обеспечиваться интенсивное осаждение в промывочной жидкости при сильном воздействии электротока. Что касается химического способа, то и он подключается в виде добавления активных деэмульгаторов. Еще один способ обеспечения глубокого обессоливания – гидромеханический. В данном случае не применяются химические и электрические воздействия. Упор делается на гравитационной функции, которая способствует естественному отслоению водной среды от нефти. Блок обессоливания в такой схеме представляет собой цилиндрический отстойник с емкостью 100 – 150 м3. В нем предусматриваются зоны для разделения фракций, в которых под давлением до 1,5 МПа происходит перетекание жидкостей. Также поддерживается и температурный режим от 120 до 140 °С, способствующий процессам разделения сред. 3. Сопоставить экспериментальные данные по определению компонентного состава пластовой нефти Алакаевского месторождения с рассчитанными по формулам при следующих исходных данных: газонасыщенность пластовой нефти (объем газа при нормальных условиях) 69,1 м3/т; молярная масса сепарированной нефти 204 кг/кмоль; ее плотность 840 кг/м3; вязкость сепарированной нефти при стандартных уловиях 6,2 МПа*с Экзаменационный билет №22 1 Утилизация нефтепромысловых вод. Подготовка нефтепромысловых вод для системы поддержания пластового давления (ППД) Утилизация пластовых вод – актуальная задача для производственных объектов нефтедобывающей промышленности. Во многих случаях пластовые воды весьма агрессивны, вызывают интенсивную коррозию нефтепромыслового оборудования и сооружений, нарушают герметичность скважин, в результате чего происходят утечки сточных вод при их сборе, подготовке и закачке, а также засолонение почвы и грунтовых источников питьевых вод, гибнет растительность. В последние годы увеличился спрос на разработку технологии подготовки воды и оборудования для этого, в частности, на Ближнем Востоке и в России. К наиболее применяемым методам утилизации пластовых вод относятся их очистка и дальнейшее повторное использование для технологических нужд – в системах поддержания пластового давления, либо для приготовления буровых растворов и растворов реагентов. Приемлемым с экологических и экономических позиций является заводнение продуктивных горизонтов. Кроме повышения нефтеотдачи, поддержание пластового давления (ППД) позволяет уменьшить вероятность изменения пространственного положения или разрушения залежей из-за увеличения градиентов напоров в продуктивных резервуарах. Накоплен опыт захоронения промысловых сточных вод в глубокие поглощающие горизонты. Они должны иметь значительное площадное распространение, высокие емкостные и фильтрационные характеристики, быть приуроченными к зоне застойного или замедленного гидродинамического режима, обладать выдержанными водоупорами, исключающими гидравлическуто связь пласта-коллектора с другими водоносными горизонтами. Обязательным условием должна быть совместимость составов пластовых и закачиваемых вод. В противном случае происходит отложение солей в призабойной зоне нагнетательных скважин, что отрицательно сказывается на их приемистости. Участки размещения нагнетательных скважин необходимо располагать за пределами сейсмически активных районов. Особое внимание уделяется биологической и химической совместимости закачиваемых вод. Применение пресных вод для заводнения нефтяных коллекторов способствует развитию микробиологических процессов и, как следствие, заражению продуктивных пластов аэробными и анаэробными бактериями. Скорость формирования микробиологического сообщества в призабойных зонах нагнетательных скважин зависит от физико-химических условий пласта и количества закачиваемой воды, содержащей кислород. В среднем этот период времени исчисляется несколькими месяцами, реже первыми годами от момента начала разработки месторождений с ППД. Наибольшую опасность в связи с высокой коррозийной активностью представляют сульфатвосстанавливающие, нитрофицирующие, тионовые и железобактерии. Для защиты оборудования и коммуникаций от коррозии широко используют ингибирование всей добываемой жидкости и закачиваемой в пласт воды. Для предотвращения солеотложения в продуктивных пластах и для защиты от микробиологической коррозии нефтепромыслового оборудования применяют для ППД природные и сточные растворы, совместимые по химическому составу с подземными водами. Возможно использование химических ингибиторов в композиции с полимерами, бактерицидами и другими активными веществами. При наличии в природной зоне глинистых минералов под влиянием нагнетаемой воды снижается проницаемость пласта и приемистость скважин. Разбухание интенсивно развивается при контакте с пресными водами и существенно снижается при использовании попутных вод повышенной минерализации. ПОДГОТОВКА СТОЧНЫХ ПЛАСТОВЫХ ВОД Сточные воды, используемые в целях поддержания пластового давления состоят на 85 – 90 % из добытой пластовой воды. В нефтедобывающей промышленности применяются как специально разработанные методы подготовки сточных пластовых вод, так и заимствованные из смежных отраслей, применяющих крупнотоннажные системы очистки воды. Наиболее часто применяют следующие методы: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. отстаивание воды; фильтрование воды через пористые или иные среды; флотация; коалесценция; центробежное разделение; диспергирование; удаление примесей поглотителями; озонирование. В качестве технических средств для отстаивания воды используют резервуары отстойники, нефтеловушки, пескоотделители и пруды-отстойники. 2. Очистка воды от нефтепродуктов и шлама. Коалесцирующие фильтры, флотаторы, гидроциклоны и их применение. Дегазация воды Методы очистки сточных вод от нефтепродуктов Отстаивание Очищаемую жидкость подают в резервуар — отстойник или нефтеловушку, где она расслаивается: нефтепродукты всплывают на поверхность, а под ними остаётся относительно чистая вода. Отстаивание длится от 30 минут до 24 часов. В некоторых нефтеуловителях или нефтеловушках предусмотрен коалесцентный фильтр — несколько близко расположенных друг к другу полимерных пластин. Когда сток проходит через них, полимерный материал притягивает частицы нефтесодержащих загрязнений, где они объединяются в капли. От потока воды пластины вибрируют, капли отрываются от них, всплывают на поверхность и образует плёнку. Так происходит, если плотность нефтесодержащих загрязнений меньше плотности воды. Если наоборот, то они оседают на дно. Полученную плёнку и осадок собирают и передают на утилизацию. Коагуляция и флокуляция Метод коагуляции помогает убрать из воды мелкие частицы нефтесодержащих загрязнений, которые не оседают и проходят через фильтр. Специальные реагенты — коагулянты склеивают такие частицы в хлопья, которые выпадают в осадок. Его можно убрать с помощью отстойников, фильтров, флотационной установки. Коагуляцию дополняют флокуляцией. Это помогает быстрее отделить воду от загрязнений и образовать больше крупных плотных хлопьев, которые проще удалить. Что такое коагулянты, и какие они бывают Коагулянты – это реагенты, которые склеивают коллоидные частицы в хлопья. Такие хлопья уже достаточно крупные и тяжёлые, поэтому воду после коагуляции можно очистить механическими способами. Есть два вида коагулянтов: органические и неорганические (синтетические). Органические – это полиэлектролиты и полимеры, которые делятся на искусственные и природные. Неорганические коагулянты – это минеральные реагенты, в основном, соли железа и алюминия. Их основное преимущество – цена. По сравнению с ними органические показывают себя экономичнее и эффективнее в очистке воды, поскольку: образуют меньше осадка, сам осадок содержит меньше жидкости и лучше поддается обезвоживанию – это снижает расходы на его удаление и утилизацию; не меняют уровень pH – щелочные химикаты нужны по минимуму или не нужны совсем; не добавляют в воду алюминий и железо – это упрощает этап очистки; не вредят окружающей среде; дают при меньших дозах более высокие показатели химических реакций и действуют быстрее. Коагулянты бывают в форме порошка в мешках, раствора в канистрах и контейнерах, пасты в вёдрах или бочках. Раствор удобнее, поскольку уже готов к использованию. Порошок перед применением нужно развести в воде, но зато он дешевле. Как происходит коагуляция Когда коагулянт добавляют в воду, под его воздействием коллоиды теряют заряд и уже при столкновении не отталкиваются друг от друга, а объединяются в группы и выпадают в осадок – коагулят. Преимущества коагуляции Реагенты быстро растворяются, поэтому не нужно долго перемешивать. Быстро разделяет жидкую и твердую фазу – коллоиды. Продлевает срок службы фильтров прямой фильтрации. Дешевле и проще в применении, чем промышленный метод ультрафильтрации и обратный осмос. Недостатки коагуляции Требует предварительного анализа загрязнения жидкости и требований к её очистке. Только после этого можно подбирать вид реагента, рассчитать подходящую дозировку и строго ей следовать. Образует осадок, который нужно отстаивать, убирать, фильтровать. Удаляет часть взвеси, но в коагулированной воде могут оставаться вирусы и бактерии – это недостаток для очищения питьевой воды. Нуждается в дополнительном оборудовании – это недостаток для частных лиц, которые хотят наладить систему в домашних условиях. Как работают флокулянты Флокулянты – это макромолекулы, похожие на бусы. К ним прилипает сразу несколько загрязняющих частиц, и получаются флокулы. Флокулянты добавляют в жидкость после коагулянтов, чтобы укрупнить и уплотнить осадок, который получился в результате коагуляции. Но в ряде случаев они могут применяться без коагулянтов и сначала собирают примеси, а потом формируют из них флокулы. Отличия флокуляции от коагуляции Флокуляция – это вид коагуляции. Она тоже объединяет мелкие взвешенные частицы в группы и образует осадок, но между этими процессами есть отличия: Принцип работы. Коагулянты снимают с частиц заряд, и они уже могут сталкиваться друг с другом и образовывать группы. Флокулянты соединяют эти группы полимерными мостиками. Применяемые реагенты. Для коагуляции используют соли металлов: хлорид железа, сульфат железа, хлорид алюминия, сульфат алюминия и другие. Во флокуляции применяют, в основном, органические вещества: анионные, катионные, амфотерные флокулянты на основе полиакриламида, акрилата и других веществ. Количество реагентов. Коагуляция требует в десять раз больше реагентов, чем флокуляция. Если на литр жидкости нужно 20 мг коагулянта, то флокулянта – 1–2 мг. Объём осадка. В процессе флокуляции образуется более крупный осадок, чем при коагуляции, его проще отделить от жидкости. Преимущества и недостатки Поскольку флокуляция и коагуляция – это похожие процессы, преимущества у них общие. Недостаток тоже одинаковый – это применение реагентов. Преимущества: Высокая степень очистки воды и возможность контролировать степень её очищения в соответствии с требуемыми показателями. Универсальность. Оба процесса применимы к любому объёму воды. Не требуют специального оборудования, работают с любыми фильтрами, не сокращают их интервал обслуживания. Ещё флокулянты экономят расход коагулянтов. На очистных сооружениях обработка малоцветных вод флокулянтами экономит расход коагулянтов на 10–40% и делает воду прозрачнее. Если сравнивать коагуляцию и флокуляцию, то преимущество последней – это более компактный, плотный осадок и, как следствие, более прозрачная вода. Это преимущество позволяет: реже обслуживать и ремонтировать систему фильтрации, потому что в воде нет мелких частиц, которые забивают фильтр. быстрее отфильтровывать крупный осадок, экономить время на процессах, которые снижают цветность и мутность воды. Это помогает обрабатывать больше жидкости. Виды флокулянтов По составу их можно разделить на две большие группы – органическую и неорганическую. В основном, используют органические, из неорганических – только кремниевую кислоту. По происхождению органические делятся на природные и синтетические. Последние токсичнее, но дешевле. По наличию заряда природные и синтетические реагенты бывают ионные и неионные. У неионных флокулянтов нет заряда, и они подходят для очистки воды с незаряженными частицами. Реагенты с электрическим зарядом – ионные – взаимодействуют с заряженными частицами. По знаку заряда ионный флокулянт может быть: Анионный – отрицательно заряженный. Взаимодействует с неорганическими соединениями. Катионный – положительно заряженный. Подходит для очистки воды от органических взвесей. Амфотерный – проявляющий катионные, анионные или нейтральные свойства в зависимости от рН жидкости: в кислотной среде ведёт себя как катионный, в щелочной – как анионный, в равновесной – как неионный. Флотация Это удаление из жидкости загрязнений с помощью флотационных пузырей. Когда стоки попадают во флотационную камеру, туда подаются микропузырьки. Загрязнения прилипают к пузырькам и вместе с ними поднимаются на поверхность. Оттуда их собирает скребковый транспортёр, сбрасывает в шламосборник, а очищенная жидкость сливается из флотационной установки. Принцип работы флотатора С помощью микропузырьков воздуха флотатор отделяет от воды взвешенные частицы, нефтепродукты, жиры. Рассмотрим этапы флотации, универсальные для флотационной установки любого типа: 1. Стоки подаются во флотационную камеру. 2. Формируются микропузырьки воздуха и подаются в камеру. 3. Загрязнения прилипают к пузырькам, которые поднимают их на поверхность воды. 4. Скребковый транспортёр собирает их в шламосборник. 5. Очищенный сток сливается из флотатора и идёт на следующий этап очистки. В напорных флотаторах часть очищенной воды откачивается обратно в сатуратор – устройство, которое создаёт микропузырьки. Типы флотаторов Флотационные установки бывают разными по конструкции и способу образования микропузырьков воздуха. По конструкции В однокамерных установках подача воздуха в воду и подъём флотированного шлама происходит в одной ёмкости. В двухкамерных установках пузырьки и флотошлам формируются в приёмном резервуаре, а всплывают на поверхность в отстойном резервуаре. В многокамерной установке жидкость проходит несколько стадий обработки, что повышает качество её очистки. Флотатор такого устройства используют для очистки сильнозагрязненных сточных вод, в том числе, содержащих нефтепродукты. По способу образования микропузырьков Механический флотатор формирует пузырьки с помощью механических приспособлений. Например, с помощью импеллерной установки: вращаясь, лопасти импеллера смешивают воздух со стоком и образуют водовоздушную смесь. Затем вихревые потоки разбивают её на микропузырьки. Такой тип установки подходит для очистки стоков, насыщенных газами и склонных к пенообразованию. Механические флотаторы мало распространены, поскольку с ними невозможно использовать реагенты для повышения качества очистки. Напорный флотатор – самый распространённый вид установки для очистки стоков. Они формируют микропузырьки за счёт резкой смены давления: в сатураторе оно создаётся и поддерживается в диапазоне 4–6 бар, а в камере флотации оно атмосферное. Электрофлотатор образует микропузырьки в процессе электролиза. Через очищаемую воду пропускается постоянный электрический ток, и на электродах образуются пузырьки воздуха. Электрофлотаторы используют, когда нет возможности применить установку напорной флотации, например, при температуре стоков выше 40°C. Но у них есть недостатки – стоимость установки и высокие затраты на её обслуживание и электроэнергию. Реагенты для флотаторов Сама по себе флотация не может убрать из воды коллоидные частицы. Их размер слишком мал, поэтому они плохо прилипают к пузырькам воздуха. Такие частицы нужно собрать в более крупные агрегаты. Для этого сток сначала обрабатывают коагулянтом, который собирает коллоидные частицы в хлопья. Затем – флокулянтом, который объединяет хлопья в крупные и устойчивые флокулы. Чтобы создать оптимальные условия для коагуляции и флокуляции, в очищаемую жидкость добавляют кислоты и щелочи, которые корректируют показатель pH. Коагуляция и флокуляция происходит не в самой флотационной установке, а в трубчатом флокуляторе – блоке труб, закрепленный на раме. Затем жидкость подается во флотатор. Реагенты и их дозировку подбирают в зависимости от вида оборудования, состава загрязнений, требований к качеству очистки и экономических возможностей предприятия. Плюсы и минусы флотаторов Плюсы: Универсальность. Флотационный метод очистки воды позволяет одновременно удалять из нее различные виды загрязнений: нефтепродукты, взвешенные частицы, жиры. Не требуют значительных капитальных затрат. Компактность относительно других типов оборудования, например, радиальных отстойников. Минусы: Нужно подбирать подходящую дозировку коагулянта и флокулянта, чтобы образовавшиеся хлопья были не слишком малы и могли прилипнуть к пузырькам. Но и не слишком велики, чтобы микропузырьки могли их поднять на поверхность. Не подходит для удаления растворенных в воде загрязнений, например, солей. Сорбция Сорбционное удаление нефтепродуктов из воды — это процесс поглощения загрязняющих примесей сорбентами. От вида сорбирующего материала зависит, где его применяют. Сорбенты в виде порошка или гранул применяют в водоочистке, а волокнистые — в производстве фильтров, боновых заграждений, нефтепоглощающих матов. Этот метод используют, когда нужно соблюдать жёсткие требования для сброса стоков в водный объект, и остальные методы очистки не дают нужного результата. Например, в случае с нефтесодержащими загрязнениями, воду отправляют на доочистку сорбционную фильтрацию. В качестве фильтрующего элемента используют засыпку на основе активированного угля. Он помогает собрать низкие концентрации нефтепродуктов и сделать воду пригодной даже для сброса в объекты рыбохозяйственного назначения. 3. В смеси нефтей содержится (т) соответственно нефти башкирского горизонта 202, визейского – 290 и пашийского – 408. Определить молярную долю каждой нефти в смеси, если молярная масса (кг/кмоль) нефти: башкирского горизонта 262, визейского – 271, пашийского – 256 соответственно. Смотрите 1 билет Экзаменационный билет №23 1. Промысловая система сбора газа. Сущность и основы массообменных процессов. Существующие системы сбора газа классифицируются: по степени централизации технологических объектов подготовки газа; по конфигурации трубопроводных коммуникаций; по рабочему давлению. По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора. При индивидуальной системе сбора (рис.13.34,а) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга. Недостатками индивидуальной системы являются: рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а, следовательно, сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов; увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т.д. Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы Массообменные процессы – такие технологические процессы, скорость протекания которых определяется скоростью переноса вещества (массы) из одной фазы в другую конвективной и молекулярной диффузией. Движущей силой массообменных процессов является разность концентраций распределяемого вещества во взаимодействующих фазах. Массообменные процессы классифицируют по трем основным признакам: агрегатному состоянию вещества, способу контакта фаз, характеру их взаимодействия. По агрегатному состоянию вещества можно представить основные фазы: «газ – жидкость» (Г — Ж), «газ – твердое тело» (Г – Тв.т), «жидкость – жидкость» (Ж–Ж), «жидкость – твердое тело» (Ж – Тв.т) и др. В зависимости от сочетания фаз имеются способы их разделения. Так, при сочетании Г–Ж разделение возможно дистилляцией, ректификацией, абсорбцией и десорбцией, сушкой и увлажнением; Г–Тв.т – сублимационной сушкой, адсорбцией, ионным обменом, фракционной адсорбцией; Ж–Ж – жидкостной экстракцией; Ж–Тв.т – фракционной кристаллизацией, экстрагированием, адсорбцией, ионным обменом. Перенос распределяемого вещества происходит всегда из фазы, в которой его содержание выше равновесного, в фазу, в которой концентрация этого вещества ниже равновесной. По способу контакта фаз массообменные процессы разделяют на процессы: с непосредственным контактом фаз, с контактом через мембраны с контактом без видимой (четкой) границы фаз. По характеру взаимодействия массообменные процессы и аппараты разделяют на: периодические и непрерывные. В непрерывных процессах возможна организация прямоточного, противоточного, перекрестного и комбинированного движения компонентов. 2. Сущность и основы процесса ректификационных колонн. ректификации, типы и устройство Сущность процесса ректификации состоит в частичном испарении исходной смеси с отводом и последующей конденсацией образовавшейся паровой фазы. Получившийся конденсат снова частично испаряется, конденсируется и т.д. За счет этого образуется продукт, обогащенный легколетучим компонентом (Л.Л.К.). В ректификационной колонне снизу движутся пары, а сверху навстречу парам подают жидкость, представляющую собой почти чистый низкокипящий компонент (флегма). На каждой тарелке колонны пар и жидкость вступают в контакт. При этом из пара конденсируется преимущественно высококипящий компонент, а из флегмы испаряется преимущественно низкокипящий компонент. В результате этого составы пара и жидкости изменяются, приближаясь к равновесным. Пар становится богаче низкокипящим компонентом, а жидкость насыщается высококипящим компонентом. Пар конденсируют в конденсаторе. Часть этого конденсата идет в виде флегмы на орошение колонны, а другую часть – дистиллят отбирают как готовый продукт. Жидкость, выходящую из нижней части колонны, называют кубовым остатком. 3. . При приготовлении рекомбинированной пробы смешивают 100 м3 пропана, 75 м3 изобутана, 75 м3 нормального бутана. Определить долю отдельных компонентов смеси. СМОТРИ 2 БИЛЕТ Экзаменационный билет №24 1 Сущность и процессы адсорбции и абсорбции., абсорбционно-десорбционного процесса. Типы и устройство адсорбционных и абсорбционных аппаратов. Абсорбция — поглощение газа в объеме, а также избирательное поглощение одного или нескольких компонентов газовой смеси жидким поглотителем (абсорбентом). Поглощение газа может происходить либо в результате его растворения в абсорбенте, либо в результате его химического взаимодействия с абсорбентом. В первом случае процесс называют физической абсорбцией, а во втором — хемосорбцией. Возможно также сочетание обоих механизмов процесса. Физическая абсорбция в большинстве случаев обратима. На этом свойстве абсорбционных процессов основано выделение поглощенного газа из раствора — десорбция. Сочетание абсорбции с десорбцией позволяет многократно применять поглотитель и выделять поглощенный компонент в чистом виде. Абсорбентами служат однородные жидкости или растворы активного компонента в жидком растворителе. Во всех случаях к абсорбентам предъявляют ряд требований, среди которых наиболее существенными являются высокая абсорбционая способность, селективность, низкое давление паров, химическая инертность по отношению к распространенным конструкционным материалам (при физической абсорбции — также к компонентам газовых смесей), нетоксичность, огне- и взрывобезопасность, доступность и невысокая стоимость. С технологической точки зрения лучшим является тот абсорбент, расход которого для проведения заданного процесса меньше, т. е. в котором растворимость поглощаемого вещества выше. Поэтому абсорбенты выбирают в основном по данным о растворимости в них поглощаемых веществ. Процесс физической абсорбции газа сопровождается выделением теплоты и, следовательно, повышением температуры абсорбента и контактирующей с ним газовой смеси. При значительном росте температуры возможно резкое понижение растворимости газа, поэтому для поддержания требуемой производительности абсорбера приходится в ряде случаев прибегать к его охлаждению внутренними или внешними охлаждающими элементами. В абсорбционных процессах участвуют две фазы — газовая и жидкая. Газовая фаза состоит из непоглощаемого газа-носителя и одного или нескольких абсорбируемых компонентов. Жидкая фаза представляет собой раствор абсорбируемого (целевого) компонента в жидком поглотителе. При физической абсорбции газ-носитель и жидкий поглотитель (абсорбент) инертны взаимно и по отношению к переходящему компоненту. Равновесие в процессах абсорбции определяет состояние, которое устанавливается при продолжительном соприкосновении фаз и зависит от состава фаз, температуры, давления и термодинамических свойств компонента и абсорбента. В технике используют следующие принципиальные схемы абсорбционных процессов: прямоточные, противоточные, одноступенчатые с рециркуляцией и многоступенчатые с рециркуляцией. Прямоточная схема взаимодействия веществ в процессе абсорбции показана на рис. 1, а. В этом случае потоки газа и абсорбента движутся параллельно друг другу, при этом газ с большей концентрацией распределяемого вещества приводится в контакт с жидкостью, имеющей меньшую концентрацию распределяемого вещества, и наоборот. Противоточная схема абсорбции показана на рис. 1, б. По этой схеме в одном конце аппарата приводят в контакт свежий газ и жидкость, имеющие большие концентрации распределенного вещества, а в противоположном — меньшие. В схемах с рециркуляцией предусмотрен многократный возврат в аппарат жидкости или газа. Схема с рециркуляцией жидкости показана на рис. 1, в. Газ проходит через аппарат снизу вверх, и концентрация распределяемого вещества в нем изменяется от Yн до Yк Поглощающая жидкость подводится к верхней части аппарата при концентрации распределяемого вещества Yн затем смешивается с выходящей из аппарата жидкостью, в результате чего ее концентрация повышается до Xс. Рабочая линия представлена на диаграмме отрезком прямой: крайние точки его имеют координаты Yн, Хк и Xк, Хс соответственно. Значение Хс определяют из уравнения материального баланса. Рис. 1. Принципиальные схемы абсорбции: а — прямоточная; б — противоточная; в — с рециркуляцией жидкости; г — с рециркуляцией газа; д — многоступенчатая с рециркуляцией жидкости; е — доля компонента, используемая для рециркуляции Схема абсорбции с рециркуляцией газа приведена на рис. 1, г. Материальные соотношения здесь аналогичны предыдущим, а положение рабочей линии определяют точки Ас*(Yс, Хк) и B*(Yк, Хн). Ординату Yc находят из уравнения материального баланса. Одноступенчатые схемы с рециркуляцией могут быть как прямоточными, так и противоточными. Многоступенчатые схемы с рециркуляцией могут быть прямоточными и противоточными, с рециркуляцией газа и жидкости. На рис. 1, д показана многоступенчатая противоточная схема с рециркуляцией жидкости в каждой ступени. На диаграмму рабочие линии наносят отдельно для каждой ступени, как и в случае нескольких отдельных ступенчатых аппаратов. В рассматриваемом случае рабочую линию составляют отрезки А1В1, А2В2 и А3В3. Анализ описанных процессов позволяет сделать вывод, что одноступенчатые схемы с рециркуляцией абсорбента или газа по сравнению со схемами без рециркуляции имеют следующие отличия: при одном и том же расходе свежего абсорбента количество жидкости, проходящей через аппарат, значительно больше; результатом такого режима являются повышение коэффициента массопередачи и снижение движущей силы процесса. При определенном соотношении между диффузионными сопротивлениями в жидкой и газовой фазах такая схема может способствовать уменьшению габаритов аппарата. Очевидно, что рециркуляция жидкости целесообразна в том случае, если основное сопротивление массопередаче составляет переход вещества от поверхности раздела фаз в жидкость, а рециркуляция газа — когда основным сопротивлением процесса является переход вещества из газовой фазы к поверхности раздела фаз. Многоступенчатые схемы с рециркуляцией обладают всеми преимуществами одноступенчатых схем и вместе с тем обеспечивают большую движущую силу процесса. Поэтому чаще выбирают варианты схем с многоступенчатой рециркуляцией. Необходимо отметить, что процессы абсорбции характеризуются тем, что из-за малой относительной летучести абсорбента перенос вещества происходит преимущественно в одном направлении — из газовой фазы в жидкую. Переход поглощаемого вещества из газового состояния в конденсированное (жидкое) сопровождается уменьшением энергии в нем. Таким образом, в результате абсорбции происходит выделение теплоты, количество которой равно произведению количества поглощенного вещества на теплоту его конденсации. Связанное с этим повышение температуры взаимодействующих фаз, которое определяют с помощью уравнения теплового баланса, уменьшает равновесное содержание поглощаемого вещества в жидкой фазе, т. е. ухудшает разделение. Поэтому при необходимости целесообразен отвод теплоты абсорбции. Конструктивно абсорбционные аппараты выполняют аналогично теплообменным, ректификационным, выпарным и сушильным аппаратам. По принципу действия абсорбционные аппараты можно разделить на поверхностные, барботажные и распылительные. 2. Адсорбция. Конструкции, принцип действия адсорбционных аппаратов Адсорбция — процесс поглощения газов (паров) или жидкостей поверхностью твердых тел (адсорбентов). Явление адсорбции связано с наличием сил притяжения между молекулами адсорбента и поглощаемого вещества. По сравнению с другими массообменными процессами адсорбция наиболее эффективна в случае малого содержания извлекаемых компонентов в исходной смеси. Различают два основных вида адсорбции: физическую и химическую (или хемосорбцию). Физическая адсорбция вызывается силами взаимодействия молекул поглощаемого вещества с адсорбентом (дисперсионными или ван-дер-ваальсовскими). Однако молекулы, соприкасаясь с поверхностью адсорбента, насыщают его поверхность, что ухудшает процесс адсорбции. Химическая адсорбция характеризуется химическим взаимодействием между средой и адсорбентом, что может образовывать новые химические соединения на поверхности адсорбента. Оба вида адсорбции экзотермичны. Переход вещества из газовой и жидкой фаз в адсорбированное состояние связан с потерей одной степени свободы, т. е. сопровождается уменьшением энтропии и энтальпии системы, следовательно, выделением теплоты. При этом различают дифференциальную и интегральную теплоты адсорбции; первая выражает количество выделяющейся теплоты при поглощении очень малого количества вещества (2 г/100 г адсорбента), вторая — при поглощении до полного насыщения адсорбента. Повышение температуры в каждом процессе адсорбции зависит от теплоты адсорбции и массовой скорости газового (парового) потока, от температуропроводности этого потока и адсорбента, количества адсорбированного вещества и его концентрации. Так как адсорбционная способность адсорбента снижается с ростом температуры, экзотермичность процесса должна учитываться в инженерных расчетах. При больших тепловыделениях прибегают к охлаждению слоя адсорбента. Процессы адсорбции отличаются избирательностью и обратимостью, позволяя поглощать (адсорбировать) из газовых (паровых) смесей и растворов один или несколько компонентов, а затем в других условиях выделять (десорбировать) их из твердой фазы. При этом избирательность зависит от природы адсорбента и адсорбируемых веществ, а предельное удельное количество поглощаемого вещества зависит еще от его концентрации в исходной смеси и температуры, а в случае газов — также от давления. Адсорбенты — пористые тела с сильно развитой поверхностью пор. Удельная поверхность пор может достигать 1000 м2/г. Адсорбенты применяют в виде таблеток или шариков размером от 2 до 6 мм, а также порошков с размером частиц от 20 до 50 мкм. В качестве адсорбентов используют активированный уголь, силикагель, алюмосиликаты, цеолиты (молекулярные сита) и др. Важной характеристикой адсорбентов является их активность, под которой понимают массу адсорбированного вещества на единицу массы адсорбента в условиях равновесия. Активность адсорбента равна: a = M/G, (8.1) где М — масса поглощенных компонентов; G — масса адсорбента. Адсорбенты характеризуются также временем защитного действия, под которым понимают время, в течение которого концентрация поглощаемых веществ на выходе из слоя адсорбента не изменяется. При большем времени работы адсорбента происходит проскок поглощаемых компонентов, связанный с исчерпанием активности адсорбента. В этом случае необходима регенерация или замена адсорбента. В связи с разнообразием адсорбентов и адсорбируемых веществ единая теория адсорбции пока не разработана. Закономерности процессов адсорбции, в которых определяющую роль играют ван-дер-ваальсовские силы притяжения, можно удовлетворительно описать так называемой потенциальной теорией адсорбции. Согласно этой теории на поверхности адсорбента образуется полимолекулярный адсорбционный слой, энергетическое состояние молекул в котором определяет и значением адсорбционного потенциала, являющегося функцией расстояния от поверхности, и не зависит от температуры. Наибольшее знание адсорбционный потенциал имеет на поверхности адсорбента. Потенциальная теория применима к процессам адсорбции на адсорбентах, размеры пор которых соизмеримы с размерами поглощаемых молекул. В таких случаях происходит не послойное, а объемное заполнение пор. Для описания процесса мономолекулярной адсорбции наибольшее применение получила теория Лангмюра, согласно которой за счет некомпенсированных сил у поверхностного атома или молекулы адсорбента адсорбированная молекула удерживается некоторое время не поверхности. Адсорбция происходит в особых точках поверхности — центрах адсорбции. Материальные потоки, участвующие в процессах адсорбции и десорбции, содержат переносимые и «инертные» компоненты. Под первыми понимаются вещества, переходящие из одной фазы в другую, а под вторыми — те которые в таком переносе не участвуют. В твердой фазе «инертным» компонентом является адсорбент. Скорость процесса адсорбции зависит от условий транспорта адсорбируемого вещества к поверхности адсорбента (внешний перенос), а также от переноса адсорбируемого вещества внутрь зерен адсорбента (внутренний перенос). Скорость внешнего переноса определяется гидродинамической обстановкой процесса, а внутреннего — структурой адсорбента и физико-химическими свойствами системы. Процессы адсорбции проводятся в основном следующими способами: 1) с неподвижным слоем адсорбента; 2) с движущимся слоем адсорбента; 3) с псевдоожиженным слоем адсорбента. Принципиальные схемы адсорбционных процессов показаны на рис. 2. Рис. 2. Принципиальные схемы адсорбции: а — с неподвижным слоем адсорбента; б — с движущимся слоем адсорбента; в — с псевдоожиженным слоем адсорбента При применении зернистого адсорбента используют схемы с неподвижным (рис. 2, а) и с движущимся (рис. 2, б) адсорбентами. В первом случае процесс проводится периодически. Вначале через адсорбент L пропускают парогазовую смесь G и насыщают его поглощаемым веществом; после этого пропускают вытесняющее вещество В или нагревают адсорбент, осуществляя таким образом десорбцию (регенерацию адсорбента). Во втором случае адсорбент L циркулирует в замкнутой системе: его насыщение происходит в верхней — адсорбционной — зоне аппарата, а регенерация — в нижней — десорбционной. При применении пылевидного адсорбента используют схему (рис. 8.2, в) с рециркулирующим псевдоожиженным адсорбентом. 2. Низкотемпературная сепарация. Технологическая схема. Условия применимости, установки получения холода и методы расчета холодильного цикла. Осушка и извлечение конденсата из газа, добываемого на газоконденсатных месторождениях, совмещаются в одном процессе - низкотемпературной сепарации (НТС). При охлаждении газа за счет дросселирования и применения установок искусственного холода или турбодетандеров одновременно выделяются углеводород и влага. Для борьбы с образующимися гидратами в поток сырого газа перед теплообменниками "газ-газ" впрыскивают метанол или гликоли. Точка росы по влаге определяется температурой и концентрацией гликоля на выходе теплообменника. Схема линии промысловой установки НТС производительностью 4 млн. м /сут с использованием установки искусственного холода изображена на рис. 3.13. Газ при температуре 40 °С и давлении 5,5 МПа поступает в трубное пространство теплообменников, в которых охлаждается обратным потоком газа до температуры -5°С. В результате изобарического охлаждения прямого потока тяжелые углеводороды отделяют от газа в сепараторах С-1 и С-2. В сепараторе первой ступени С1 отделяются конденсат и влага, выделившиеся из газа от пласта до сепаратора. В сепараторе второй ступени С-2 отделяется смесь конденсат-гликоль. Далее газ поступает в трубное пространство испарителя, в котором в результате теплообмена между кипящим хладагентом и газом последний охлаждается до температуры -12 °С. Выделившаяся жидкость отводится из сепаратора С-3 на разделение, а очищенный и осушенный холодный газ, после теплообменников нагретый до температуры 30-35 °С, с давлением 5,3-5,4 МПа поступает в магистральный газопровод. Рис. 3.13. Технологическая схема установки НТС с искусственным холодом: С-1, С-2, С-3 - сепараторы; Т-1, Т-2 - теплообменники; И-1 - испаритель; ОЖ-1 - отделитель жидкости; Т-5 - теплообменник утилизации холода конденсата; О - газ сырой; Ос - газ осушенный; К-В - смесь конденсат - вода; К-Д - смесь конденсат - ДЭГ; Др - ДЭГ регенерированный; Аг - аммиак газообразный; Аж - аммиак жидкий Для вырабатывания холода на установках HTС применяют пропановый АТП-5-5/3 и аммиачный АТКА-545-4000-1 турбокомпрессоры. Парообразный аммиак (рис. 3.14) из испарителей установки НТС с давлением 0,18 МПа и температурой от -23 до -18°С направляется на холодильную установку и в сухой отделитель жидкости ОЖ-2, после чего компримируется в компрессоре. Сжатый парообразный аммиак смешивается с потоком парообразного аммиака из промежуточной емкости ПСГ-250, после чего еще раз компримируется и подается в воздушный конденсатор. Сконденсировавшийся аммиак направляется в линейные ресиверы и далее через испарители на установку НТС. Рис. 3.14. Технологическая схема холодильной установки: ТК-1 - аммиачный турбокомпрессорный агрегат; ПС-1 - промежуточный сосуд; ОЖ-2, ОЖ-3 отделители жидкости; ВКХ-1 - воздушный холодильник-конденсатор; ЭЛ - ресивер линейный; Аг аммиак газообразный; Аж - аммиак жидкий 3. Рассчитать молярнуя и массовую доли нефти в водонефтяной эмульсии, если объемная доля воды в ней 50% (обводненность эмульсии). Известно, что молярная масса нефти 200 кг/кмоль, ее плотность 850 кг/м3, плотность воды 1000 кг/м3 Смотрите 3 билет Экзаменационный билет №25 1. Типы применяемых теплообменных аппаратов. технологического расчета теплообменных аппаратов. Общая схема 2. Сущность и основы процесса сепарации скважинной продукции. Типы сепарационных устройств и аппаратов. 3. Определить массовую и мольную доли растворенного в пластовой нефти газа и молярную массу пластовой нефти, если газосодержание нефти Г0=100 м3/м3, плотность газа ρг=1,5 кг/м3, плотность сепарированной нефти ρн=860 кг/м3, а молярная масса сепарированной нефти Мн=200 кг/кмоль. Экзаменационный билет №26 1 Очистка пластового газа от сероводорода, углекислого газа. Одорация товарного газа. Многие природные газы содержат примесь сероводорода, который является сильным корродирующим веществом. Сероводород ядовит, содержание его в воздухе в количестве 0,2 % вызывает потерю сознании и смерть; а при меньших концентрациях и длительном воздействии вызывает острые отравления. Предельно допустимое содержание сероводорода в воздухе производственных помещений не должно превышать 10 мг/м3, а в газе, используемом для бытовых нужд, — 20 мг/м3(СО2 до 2 %). Очистка газа от сероводорода в основном осуществляется водным раствором этанол- амина: моноэтаноламином (МЭА), диэтаноламином (ДЭА), триэтаноламином (ТЭА). При использованни моноэтаноламина степень извлечения сероводорода из газа доходит до 98 %. Расход моноэтаноламина на I млн. м3 газа составляет 3— 7 кг Одорация- Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому для обнаружения его утечек газ предварительно одорируют, т. е. добавляют специальные вещества, обладающие сильным специфическим запахом. В качестве одорантов применяют вещества, содержащие меркаптановую основу. Наиболее часто используют этилмеркаптан С2Н5SH. Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа составляет 10 г на 1000 м3 газа. 2. Автоматизация технологических процессов и учет скважинной и товарной продукции. Измерение дебитов скважин на промыслах, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), бригадный учет добычи нефти. АГЗУ «Спутник – А» (см.схему) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4,0 Мпа. Установка состоит из двух блоков : замерно- переключающего и блока управления (БМА). Замерно-переключающий блок содержит : многоходовый переключатель скважин (ПСМ); гидравлический привод ГП-1; замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня; турбинный счетчик ТОР; соединительные трубопроводы и запорную арматуру. Нефть в сыром (обводненном) виде замеряется на бригадных и промысловых узлах учета нефти. После обезвоживания и обессоливания нефть уже в так называемом товарном виде учитывается при осуществлении приемо-сдаточных операций между нефтедобывающими предприятиями и управлениями трубопроводного транспорта нефти, а также между управлениями трубопроводного транспорта при перекачке нефти по магистральным нефтепроводам. Учет количества добытой, а также товарной нефти ведут в массовых единицах (тоннах) в строгом соответствии с едиными правилами учета. Они сводятся в основном к: измерению объема нефти; измерению ее средней температуры; определению средней плотности нефти и приведению ее к20°С; 4) определению содержания воды, солей и механических примесей. После получения этих данных объем нефти умножают на ее среднюю плотность и получают массу брутто нефти. Из данной массы брутто вычитают массу воды, солей и механических примесей и получают массу нетто. 3. Определить тип пластовой воды, ее карбонатную и некарбонатную, кальциевую и магниевую жесткость и процент-эквивалентный состав, если известно, что в одном литре пластовой воды содержатся ионы: Cl- - 38065,8 мг; SO42- - 83,9 мг; HCO3- - 482,0 мг; Ca2+ 1667,7 мг; Mg2+ - 249,7 мг и Na - ? Известно, что пластовые воды электронейтральны. Поэтому число молей положительно заряженных ионов (катионов) должно быть равно числу молей отрицательно заряженных ионов (анионов), следовательно, исходный состав пластовой воды необходимо перевести в мг-экв состав в соответствии с: Так как плотность пластовой воды неизвестна, будем выражать концентрацию ионов вещества в растворе в мг-экв на литр раствора из соотношения qvi = mvi / Эi Тогда концентрация ионов хлора Cl(-) в растворе (пластовой воде) будет q (v, Cl (-)) = 38065,8/35,45 = 1073,79 Результаты аналогичных расчетов Для определения концентрации Na(+) 1073,79 + 1,75 + 7,90 = 83,22 + 20,55 + r(Na) r(Na) = 1083,44 -103,77 = 979,67 Жо = Ж (Са) + Ж(Mg) = 83,22 + 20,55 = 103,77 Так как 103,77 > 7,90,т.е. Жо > r(HCO3), то пластовая вода жесткая Как видно из следовательно, некарбонатная жесткость воды равна: Жнк = 103,77 - 7,9 = 95,87 Присутствие ионов натрия не придает воде жесткости
