Промысловая подготовка аномально высоковязкой нефти до высшей группы качества путем научно обоснованного оснащения оборудованием технологической схемы и усовершенствования конструктивных элементов аппаратов. Исследование физико-химических свойств нефти.
Аннотация к работе
Нефтегазодобывающие предприятия представляют собой сложный комплекс многочисленных сооружений основного и вспомогательного назначения, обеспечивающий добычу, сбор и подготовку нефти к транспорту; сбор и очистку нефтяного газа; подготовку для закачки в пласт пресной и пластовой воды, используемых в системах поддержания пластового давления. Специфические проблемы возникают при добычи высоковязких смолистых и парафинистых нефтей, при содержании в продукции скважин сероводорода и углекислого газа, при смешении продукции из разных нефтеносных горизонтов, при закачке в пласт воды, несовместимой по своим качествам с пластовыми водами. Снижение потери нефти и газа на нефтяных месторождениях достигает применением герметизированных систем сбора, герметизированного оборудования на установках подготовки нефти, газа и воды, а также сдачей нефти по закрытой схеме нефтепроводным управлениям для последующей перекачки по магистральным нефтепроводам.Исследования МУО по скважинам №№ 65, 66, 67 и 68 проводили на трех режимах с отработкой на каждом режиме по 3 суток, по скважинам №№ 53, 59, 61 и 64 - на двух режимах. Коэффициенты продуктивности скважин изменяются от 12,99 (скважина №66) до 38,6 (скважина №65) м3/сут*МПА, коэффициенты проницаемости - от 0,565 (скважина №68) до 0,806 (скважина №66) мкм2. Пластовое давление изменяется от 8,38 (скважина №66) до 9,23 (скважина №68) МПА. Для определения дебита скважин по нефти производится отбор проб с последующим анализом в химической лаборатории промысла на содержание воды, и по результатам обводненности определяется дебит скважины по нефти и воде в объемном выражении. Фактически с начала разработки месторождения по всему фонду проводятся нижеследующие гидродинамические исследования скважин и промыслово-геофизические исследования по контролю за разработкой: с целью контроля за производительностью скважин - определение дебита по жидкости - не менее 6 раз в месяц, обводненности продукции не менее 6-8 анализов в месяц по каждой скважине (по проекту: определение дебита по жидкости - 1 раз в неделю, определение обводненности - 1 раз в неделю);Для большинства теплообменников теплообмен в трубном пространстве осуществляется за счет конвекции при продольном омывании поверхности теплообмена потоком. Поверхность теплообмена в теплообменниках, работающих в стационарном режиме, определяют по формуле Q = KS tcp, (1.2) где l - длина трубки теплообменника, м; n - число параллельно работающих труб; и - коэффициенты теплоотдачи с внутренней и наружной стороны трубы, Вт/(м2 .0С); r1 и r2 - внутренний и наружный радиус трубы, м; - толщина i-го слоя, м; - теплопроводность i-го слоя, м; K - коэффициент теплопередачи, отнесенных к поверхности S, Вт/(м2 .0С); S= - общая поверхность теплопередачи, м2 ; d - наружный диаметр трубы. Уравнение теплового баланса теплообменника, через который протекает нефтяная эмульсия и безводная горячая нефть, имеет следующий вид: G1cp1(t-t )= , (1.5) где G1 и G 2 - соответственно количество поступающей в теплообменник безводной (горячей) и обводненной нефти (холодной), кг/ч; Gэ - количество поступающей пластовой воды вместе с нефтью, кг/ч; cp1, cp2, cp3 - удельные теплоемкости соответственно горячей, холодной нефти и пластовой воды, Дж/(кг.0С); t - температура эмульсии при входе в теплообменник, 0С; t - температура безводной (горячей) нефти при входе в теплообменник, а t - температура этой нефти при выходе из теплообменника, 0С; t - температура эмульсии, нагреваемая в теплообменнике (неизвестная), 0С; - к.п.д. теплообменника. Коэффициент теплоотдачи: для раствора, движущегося по трубкам, = 520 Вт/(м2 .0С); для конденсата движущегося в межтрубном пространстве, = 2300 Вт/(м2 .0С); теплопроводность стенки труб ст=45 Вт/(м .0С), толщина слоя отложения на стенках труб отл = 0,3мм, а их теплопроводность отл =1,7 Вт/(м .0С).Поэтому комплексные исследования физико-механических свойств эмульсий, нефтей и пластовых вод, разработка и научно обоснованный выбор технологического оборудования с целью создания функциональной блок-схемы установки подготовки нефти месторождения Ата Мура приобрели особую актуальность. Выполнены исследования исходного компонентного состава, физико-химических и сепарационных свойств нефтей, необходимых для научно обоснованного выбора технологического оборудования и аппаратуры и назначения их эксплуатационных параметров. Содержание в воде двух-и трехвалентных ионов Fe может привести в случае смешения сероводородом, содержащимся в нефти, к образованию сульфидов железа, которые, как и обнаруженные в нефтяной фазе кристаллы NACL, играют роль сильных стабилизаторов эмульсии. Продукция нефтяных скважин (нефть, пластовая вода с остаточным попутным газом) после сепарации при давлении 0,4-0,5 МПА основного количества газа на АГЗУ, под давлением дожимных винтовых насосов от АГЗУ проходит через теплообменники трех групповых установок, где происходит ее нагрев до 45-50°С, и по внутрипромысловому коллектору диаметром 219 мм откачивается на сборный пункт УПН для подготовки д