Структурная схема контроля при капитальном ремонте скважин

Стр 1 из 9Следующая ⇒

Структурная схема контроля при капитальном ремонте скважин

1.Общая хар-ка скважин продуктивного объекта

2.Контроль технич. состояния ОК

3.Контроль состояния ЦК

4.Оценка величины и направления заколонных перетоков

5.Оценка положения нефтенасыщенных, заводнённых пластов и их продуктивности

6.Оценка состояния пресноводного бассейна

7.Термометрия

8.Резистивиметрия

9.Микрокавернометрия

10.Дефектоскопия

11.САТ

12.Индукционный метод оценки положения муфт и перфорационных отверстий

13.Гамма-гамма-цементомеры

14.Акустические цементомеры

15.Термометрия

16.Изотопы

17.Анализ микрокомпонентов

18.Высокоточная термометрия

19.Оценка положения пластов

20.РГД, ДГД, γ -γ -плотностомер

21.НГК, ИННК (импульсный нейтрон-нейтроный каротаж)

22.Электрометрия в специальных трубах

23.Наведенная активность по О2

24.Оценка потенциальной продуктивности и скин-фактора

25.Термометрия

26.Хим. анализ проб воды

27.Микрокомпонентный анализ

28.Электрометрия

152.Основные виды информации, используемые при подготовке КРС

Комплекс необходимых сведений заключается в:

I группа

1.Номер скв.

2.Дата ввода:

а) в экспл.

б) под закачку

3.Продуктивный пласт

4.Интервалы:

а) интервалы прод-ных пластов

б) перфорации

5.Периоды эксплуатации:

а) в качестве доб. скв.

б) в качестве нагн. скв.

в) прочее

6.Категория скважин на дату обследования

II группа

Информация по конструкции скважин

7.Глубина башмака

8.Кондуктор:

а) диаметр долота

б) диаметр кондуктора

в) глубина башмака кондуктора

г) уровень ЦК

д) кол-во закачанного р-ра при первичном цементировании

9.Техническая колонна

а, б, в, г, д – то же

е)качество первичного цементного кольца

10.Эксплуатационная колонна

а, б, в, г, д, е как в 9

III группа

Глубина раздела пресных и минерализованных вод

11.Подошва пресноводного яруса

12.Подошва свиты В и кровли свиты А

13.Подошва мин. водоносного комплекса

I V группа

Информация о проведенных РИР

14.Излив ж-ти через заколонное пространство

15.Дата проведения РИР по ликвидации негерметичности колонны

16.Техническое состояние ЭК

17.Интервал нарушения герметичности

18.Кол-во РИР всего в процессе экспл. по ликвидации негерметичности колонны

Основные задачи контроля технического состояния фонда скважин. Причины, приводящие к нарушению технического состояния скважин.

Основными задачами контроля технического состояния скважин является обнаружение дефектов обсадной колонны и цементного кольца, источников обводнения продукции, установления интервалов поступления воды в скважину, исследования режимов работы эксплуатационных и нагнетательных скважин, выяснения уровня воды и нефти в стволе скважины, определение степени осолонения цементного камня (рис. 1.1).

Существуют прямые методы контроля - геофизические, геохимические исследования скважин и косвенные - промысловые (например, анализ причин резкого обводнения добываемой нефти, значительное увеличение объема закачки воды в нагнетательную скважину).

Причины нарушения тех. Состояния скважин:

1. Коррозия ОК. Приводит к уменьшению ее толщины, или появлению сквозных отверстий.

ЦК тоже окисляется, теряя при этом необходимые свойства.

-H2S

-Электрохимическая коррозия

2. Некачественная установка ОК (недовороты), плохой цементаж – со временем могут привести к негерметичности, и перетокам.

3. Повреждение элементов скважины при КРС:

- механич-е повреждение, растрескивание ОК и ЦК при перфорации и ГРП

- износ ОК при спуско-под-х операциях

- разъедание ОК и ЦК при кислотных обраб-х

4. Нарушение целостности ЦК и ОК за счет процессов, протекающих в окружающих ГП (оползни, набухания, землятрясения)

Виды индикаторных жидкостей

Индикаторные методы в зависимости от используемого индикатора подразделяются на несколько основных типов.

1.Изотопы (131I, 86Rb, 114Zn, 35S, 3Н - тритий, 36Сl, 24Na и т.д.), характеризующиеся присущим им периодом полураспада и энергией излучения, а также определенным периодом полураспада.

2. Стабильные индикаторы и микрокомпоненты (J, Br, Mg, Li, К, Ва, Со, бромиды).

3. Красители (флуоресцеин, эозин, эритрозин, анилин голубой, метилен голубой).

4. Пищевые продукты (мука, сахар, крахмал, глюкоза).

5. Индикаторы радикального типа - стабильные радикалы и их производные.

Технология применения

С пулей перфоратора ТПК22 в пласт вводится реагент с добавкой незначительного количества изотопа γ -излучателя. Химический реагент взаимодействует только с водой. После вскрытия пласта перфорацией производятся измерения γ -методом. На диаграммах после посадки индикатора в пласт записываются резко выраженные пики. Затем скважина эксплуатируется на прежнем режиме и через время, достаточное для полного растворения индикатора в воде, проводится вторичное измерение γ -методом. На диаграммах против обводненных интервалов пласта пики исчезают, т.к. химический реагент с γ -излучателем вытесняется из пласта в результате взаимодействия с водой. В тех частях пласта, где происходит приток нефти или отсутствует приток жидкости, индикаторы сохраняются в пласте дольше и на диаграммах отмечаются пиками.

Для изучения перемещения жидкости в пласте наиболее широко в нефтепромысловой практике применяется изотоп водорода - тритий 3H. Тритий представляет β - излучатель с периодом полураспада 12, 6 лет. Продуктом его распада является 3Не. По энергии излучения тритий - самый мягкий из всех β - излучателей. Оптимальный объем меченой жидкости, необходимый для закачки, определяется экспериментально в лабораторных и промысловых условиях. В общем случае объем должен составлять не менее 20 % порового объема пласта, что обеспечивает продвижение индикатора по всей дренируемой мощности пласта.

К индикаторным жидкостям, используемым в нефтепромысловой практике, предъявляется ряд требований. Они должны быть растворимы в пластовых флюидах, сохранять физико-химические свойства в пластовых условиях, строго следовать с потоком пластовой жидкости, обладать приемлемой продолжительностью распада, биологической инактивностью, не присутствовать в пластовых жидкостях, не или мало сорбироваться на поверхности горной породы, быть дешевыми и доступными

Виды индикаторных жидкостей

Индикаторные методы в зависимости от используемого индикатора подразделяются на несколько основных типов.

2. Стабильные индикаторы и микрокомпоненты (J, Br, Mg, Li, К, Ва, Со, бромиды).

3. Красители (флуоресцеин, эозин, эритрозин, анилин голубой, метилен голубой).

4. Пищевые продукты (мука, сахар, крахмал, глюкоза).

5. Индикаторы радикального типа - стабильные радикалы и их производные.

Технология применения

С пулей перфоратора ТПК22 в пласт вводится реагент с добавкой незначительного количества изотопа -излучателя. Химический реагент взаимодействует только с водой. После вскрытия пласта перфорацией производятся измерения -методом. На диаграммах после посадки индикатора в пласт записываются резко выраженные пики. Затем скважина эксплуатируется на прежнем режиме и через время, достаточное для полного растворения индикатора в воде, проводится вторичное измерение γ -методом. На диаграммах против обводненных интервалов пласта пики исчезают, т.к. химический реагент с γ -излучателем вытесняется из пласта в результате взаимодействия с водой. В тех частях пласта, где происходит приток нефти или отсутствует приток жидкости, индикаторы сохраняются в пласте дольше и на диаграммах отмечаются пиками.

Для изучения перемещения жидкости в пласте наиболее широко в нефтепромысловой практике применяется изотоп водорода - тритий 3H. Тритий представляет β -излучатель с периодом полураспада 12, 6 лет. Продуктом его распада является 3Не. По энергии излучения тритий - самый мягкий из всех β -излучателей. Оптимальный объем меченой жидкости, необходимый для закачки, определяется экспериментально в лабораторных и промысловых условиях. В общем случае объем должен составлять не менее 20 % порового объема пласта, что обеспечивает продвижение индикатора по всей дренируемой мощности пласта.

174. Для контроля за ЦК и качеством цементажа могут быть использованы термометрия, метод радиоактивных изотопов, гамма-гамма-цементометрия и акустический метод, но в основном применяются 2 из них:

1) у-у-цементометрия

2) акустическая цементометрия (АКЦ)

175.

Для решения вопроса о степени выработанности пластов используется методика Ковалева. Методика позволяет определить величину удельных запасов, приходящихся на одну добывающую скважину, выявить слабо вырабатываемые запасы пласта и учитывает: время работы скважины в месяцах; время промышленной эксплуатации залежи или участка; объем добытой жидкости на дату подсчета как по скважине, так и по участку; геологические запасы эксплуатационного объекта.

Текущую нефтеотдачу в зоне дренирования скважин определяют по соотношению

где β нi- коэфф-т нефтеотдачи пластов в зоне дренирования i-ой скважины

q_{н_}_i-фактич-е или прогнозное накопленное количество добытой из i–ой скв нефти

Qбал_i- балансовые запасы нефти в зоне дренирования i-ой скв.

Балансовые запасы нефти в зоне дренирования скважины рассчитываются по формуле

где Qбал_з— балансовые запасы нефти залежи или участка;

Σ qж_i – накоплен-е колич-во отобр-й ж-сти из i-ой скв (в пластовых условиях)

Σ qж_з - накопл-е колич-во отобранной ж-сти из залежи или участка (в пл-х условиях);

ti- время экспл-ции i-ой скважины;

tз- время разработки залежи.

Рассчитав β нi для каждой скважины, можно приступать к нанесению их на карту.

Пример карты выработки запасов:

1- номер расчетного участка, 2-начальные внешний и внутренний контуры нефтеносности, 3-зоны отсутствия коллекторов, 4-объемные запасы нефти, приходящиеся на скважину (а-доля воды в добываемой продукции, б-доля отобранных удельных запасов нефти), 5-ск-ны, отобравшие более 100% от нач. удельных запасов нефти.

177.

Осн.экол.законы

1) Закон Гарри Компонера (= закон экологической корреляции): Все связано со всем.

Следствия: Бесследно ничего не происходит. Ничего просто так не происходит, за все нужно платить.

2) Природа самостабилизирующаяся система. «Она знает лучше».

Закон экологической корреляции - в экосистеме все входящие в нее живые и неживые экологические компоненты соответствуют друг другу. Поэтому выпадение одной части системы, например уничтожение вида, неминуемо ведет к изменению всей системы в рамках закона внутреннего динамического равновесия.

Нефтяная и газовая промышленность остаются потенциально опасными по загрязнению окружающей среды и ее отдельных объектов. Возможное воздействие их на основные компоненты окружающей среды (воздух, почву, растительный, животный мир и человека) обусловлено токсичностью природных углеводородов, их спутников, большим разнообразием химических веществ, используемых в технологических процессах, а также все возрастающим объемом добычи нефти и газа, их подготовки, транспортировки, хранения, переработки и широкого разнообразного использования. Все технологические процессы в нефтяной промышленности (разведка, бурение, сбор, транспорт, хранение и переработка нефти и газа) при соответствующих условиях могут нарушить естественную экологическую обстановку. Нефть, углеводороды нефти, нефтяной и буровой шламы, сточные воды, содержащие различные химические соединения, способны опасно воздействовать на воздух, воду, почву, растительный, животный мир и человека.

Техногенное воздействие на экосистему можно классифицировать

1) по времени

- периодическое

- эпизодическое

- временное

- постоянное

2) по характеру

- физическое

- статическое

- вибрационное

- тепловое

- электромагнитное

- химическое

- органическое

- неорганическое

- биологическое

- введение дополнительных микроорганизмов, способных нарушить равновесие природной системы.

- геологическое

- экзогенные процессы

- изменение уровня вод

- образование оползней

- индуцирование землетрясения

3) по зоне воздействия

- земная пов-ть

- водная среда

- атмосфера

Негативное воздействие добычи у/в на окружающую среду:

1) Земная пов-ть: Изъятие земель из сельскохозяйственного оборота под нефтепромысловые объекты

2) Водная среда: Нарушение изолированности водоносных горизонтов из-за межпластовых перетоков

3) Атмосфера: Загрязнение углеводородами, сероводородом, оксидами серы и азота при эксплуатации скважин. Выделение отработанных газов транспортными средствами и двигателями буровых установок

При этом источники загрязнения можно разделить на 4 вида:

1) Точечные

2) Линейные (скважины, трубопроводы)

3) Площадные

4) Объемные

Оценка состюпзп при КРС

Оценка состояния ПЗП проводится, в основном, по 2 основным параметрам:

1) Коэффициент продуктивности

2) Скин-фактор

Коэффициент продуктивности можно определить по методу гидродинамических исследований на установившихся режимах. Существуют потенциальный К (теоретический) и фактический (на данный момент времени)

Скин-фактор также определяется расчетным методом, чаще всего по кривой восстановления давления.

Скин-фактор – это интегральный параметр, который определяет P, необх-е для создания установившегося движения флюидов в ПЗП. Если рассматривать его дифференциально, то можно выделить 12 его составляющих:

- геометрическая (наличие трещин),

- кольматации,

- анизотропии,

- частичности вскрытия, разница проницаемостей, тесктурно-структурные св-ва (12 составляющих – для терригенных пород, для карбонатных – около 50)

К2-К1

В процессе эксплуатации K и S постоянно меняются. Наша цель – увеличить К до потенциального значения и уменьшить S. Если потенциальная продуктивность мала, то необходимо повысить вначале ее.

Скин-фактор > 25 – это очень плохое состояние ПЗП, 0-7 – хорошее, < 0 – состояние ПЗП лучше, чем до начала бурения.

180.

Воздействие на ПЗП включает в себя ОПЗ, прострел/перестрел пластов, удаление отложения солей и АСПО. (см. схему)

* ГПП – гидропескоструйная перфорация

* некоторые авторы относят изоляционные работы к отдельному виду ГТМ (как прострел или удаление АСПО)

181.Понятие о системах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Требования к системам сбора и подготовки

Система сбора НГВ это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования предназначенных для сбора продукции с отдельных скважин и ДНС.

Подготовка нефти и газа – технологич. процессы по приведению их к качеству в соответствии с требованиями.

Требования 1.автоматич. измерение колл-ва нефти газа и воды на каждой скв. 2. обеспечение гермет-го сбора НГВ на всем пути движения 3.доведение НГВ на техн установках до норм товарной продукции, автом учет этой продукции и ее передача транспортным предприятиям 4. высокие экономич показатели по капзатратам, низкая металлоемкость и экспл расходы. 5. возм-ть ввода в эксплуатацию части м-ия до окончания стр-ва всего комплекса 6. надежность экспл технол установок и возможность их полной автоматизации 7.изготовление осн. Узлов индустр способом с полной автом-ей техн. Проц. 8. охрана недр

Тепловой расчет тр-да

В рез-те тепл.расчета отвечаем на 4 вопроса:

1.Как распред-ся t флюидов по длине тр-да. 2. как измен-ся вяз-ть по длине тр-да. 3. опр-ся места уст-ки нагрев-х приборов. 4. приним-ся решение по заглублению тр-в.

С пон-м темп-ры увел-ся вяз-ть н., а след-но гидр.сопр-е при ее трансп-ии по тр-ду. Темп-ра н. пост-й из скв. на пов-ть зав-т от гл-ны скв., ее дебита, терм. градиента, газ.фактора, обвод-ти н.

Все это трудно учит-ся, поэтому прним-т сред.темп-ру ж-ти на устьях скв-н при мах. возм-х дебитах

Если н. пост-т в тр-д с нач.темп-рой tн, то на расст-ии x от его начала средняя темп-ра опр-ся по ф-ле

tx=t₀+(tн-t0)e^(-П^DK^/^Q^рс)- ф-ла Шухова.

Вяз-ть по ф-ле Филонова

ν =ν _xe^-^u⁽^t^-^tx⁾

Зная закон распред-я темп-ры и вяз-ти по длине тр-да выбир-ся либо заглубл-е либо подогрев

196. Борьба с парафином. Факторы: 1)наличие параф-на 2)сниж-е темп-ры 3)разгазир-е жид-ти 4)шерох-ть пов-ти труб-даСпособы: 1.Исп-е высоконапорных с-м сбора 2.Исп-е тепла: пропарка с помощью ПП; устьевые нагреватели; блочные нагреватели; путевые нагреватели; теплоизоляционные трубы. 3.Исп-ние покрытий внутр-ней пов-ти труб: стеклование, лаки, эбоксид. смолы, эмалирование, фарфоровые пов-ти, пластиковые трубы

4.Химические методы

- вещ-ва, улучшающие раст-ть пар-ов в нефти (легкие у/в)

- вещ-ва, при смешивании с кот-ми обводненные нефти выделяют тепло (щелочи)

- ПАВ, кот-е при обр-нии кристаллов пар-на обволак-ют их, снижают темп роста и препятствуют прилипанию

- ПАВы, попадая на стенки т/п, адс-ся и препят-ют прилипанию пар-на к пов-ти труб.

5.Механические методы

- прокачка вместе с жид-тью абразивных частиц

- прим-ние калибр-ных шаров

- скребки, ежи

Борьба солями.

Типы отл-я солей: 1.донные2.сплошные3.бугристые

Причина-наличие воды

Соли, кот-е сод-ся в пласт.водах м.б. как водорастворим-е (NaCl, CaCl₂), так и водонераств-е (CaCO₃, MgCO₃, CaSO₄*2H₂O, MgSO₄, BaSO₄, CaSiO₃).Причиной м.б. нарушение карбон.равновесия при сниж. P, t. При наруш-ии выд-ся СО₂ и раствор стан-ся перенасыщен-м. Кроме того смешение вод разл.типа.

1.Промывка пресной водой

2. Хим. методы

при образовании кристаллов карбоната применяют гексаметафосфат натрия (NaPO₃)_6,Na₅P₃O₁₀ – триполифосфат натрия

При образ-ии кр-ллов CaCO₃

эти вещ-ва сорбируются из р-ра, в рез-те чего на пов-ти кр-ллов обр-ся коллоидная оболочка, кот-я препят-т прилипанию кр-ллов.

Если соли уже обр-сь – НСl

2.Физ. методы

в основном магн. поля

Насосы и насосные станции

1.Нефтенасосные станции

1)Индивид.насосн.станции для обсл-я отд-х скв.

2)ДНС

3)Технологические НС

4)Специальные НС

5)Головные НС

2. НС водоснабжения

1)Водозаборы

2)Станции1, 2, 3 подбема

3)КНС

4)Канализац-е НС

3.НС для охл-я компр-ров

4.НС для закачки ж-ти в пласт

Насосы уст-ся непосред-нно на самих местор-х, в товарных парках, а также в уст-ках по подг-ке нефти и сточных вод.

Центробежный насос: - насосы большой произв-ти до 4000 м³\сут., развиваемый напор до 200 м.Гибкие характеристики ( количество секций насоса)Простота конструкции (малое количество конструктивных элементов)Небольшая металлоемкостьВозможность непосредственного подключения электродвигателя к валу насоса (использовать без редуктора)Высокий КПДПри вязкости жидкости менее 20 мПа*с КПД доходит до 70%

Центробежный насос может работать при закрытой задвижке

Работа центроб-го н-са легко автоматиз-ся

- Они не могут перек-ть высоковязкие ж-сти

Работают с небольшим содержанием механических примесей

Поршневые насосы:

+ - Перекачка высоковязких жидкостей

Независимость расхода от давления

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

Громоздкость и высокая металлоемкость

Имеет большое количество деталей, которые могут быстро выходить из строя

Высокая стоимость

Невозможность плавного изменения производительности насоса

Невозможность работы при повышенном содержании механических примесей

Невозможность пуска и работы при закрытой задвижке.

Винтовые насосы: Они предназначены для перекачки высоковязких механических примесей с большим содержанием механических примесей.

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

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

Магистральные и подпорные насосные агрегаты

КИП и автоматика

Вспомогательное оборудование:

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

Блочная Нефтенасосная станция

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

Конструкция БашНИПИнефть

Конструкция ТатНИПИнефть

Для сепарационных установок (насосы откачки)

Автономные перекачивающие агрегаты

Они отличаются количеством насосом размещением

Компрессоры

Предназначение: для сбора попутного газа,

перегонки газа на ГПЗ. Компрессоры применяют для перегонки газа потребителю.

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

Подразделяются по устройству:

обычные (поршневые, винтовые пластинчатые), лопаточные турбокомпр-ры (центробежные и осевые).

По P, созд-му в завис-сти от P нагн:

низкого P (от 0, 2 до 1 МПа);

среднего P (1-10 МПа);

высокого (10-100 МПа);

сверхвысокого (> 100 МПа).

По техническому исполнению компрессоры подразделяются на: ротационные, поршневые, турбокомпрессоры, винтовые. Ротационные прим-ся при небольшом расходе и давлении до < 0, 20 МПа, турбокомпр-сор Р_наг.< 1 МПа, поршневые Р_наг.> 1 МПа.

Винтовые прим-ся при высоком содержании жидкости.

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

Компрессорная станция состоит из:

1 – машинный зал с компрессором

2 – система охлаждения компрессора

3 – система питания компрессора

4 – система смазки

система контроля (управления) автоматики.

Разделение внэ фильтр-ей.

В практике экспл-ции нефт. мест-й при создании опр-х усл-й набл-ся расслаивание нефт. эмульсий уже при дв-и в промысловых коллекторах. Нестойкие и средней стойкости эмульсии хорошо разрушаются при прохождении через фильтрующий слой, которым может быть гравий, битое стекло, полимерные шарики, древесные и металлические стружки.

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

Расстилание происходит до покрытия твердого тела жидкостью.

Процесс фильтрации также не получил распространения вследствие громоздкости аппаратуры, малой производительности и высокой трудоемкости

206. Установки комплексной подготовки нефти, газа и воды.

На УКПН осуществляются процессы обезвоживания, обессолевания и стабилизации нефти. Для ее обессолевания на УКПН в поток обезвожен-ной нефти добавляют пресную воду и перемешивают Þ образуются искусственная эмульсия, ее разделение происходит в отстоиниках. Для ускорения отделения воды искусственную эмуль-сию пропускают через электродегдратор. Процесс стабилизации осуществляется в стабилизирующих колоннах под давлением и повышенных температурах. Схема УКПН:

Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляются на УКПН.

Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рисунке 1.5.1.

Работает УКПН следующим образом. Холодная сырая нефть из резервуаров ЦСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 ⁰С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнею часть колонны и далее поступают в конденсатор – холодильник 7. Здесь пропан – бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а не сконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование и частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 1, 5.

Нетрудно видеть, что в УКПН производится обезвоживание, стабилизация, обессоливание и стабилизация нефти. Причем для обезвоживания используется одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т.е. сочетание сразу нескольких методов.

Рис.1.5.1. Принципиальная схема УКПН.

1, 9, 11, 12 – насосы; 2, 5 – теплообменники; 3 – отстойник; 4 – электродегидратор

6 - стабилизационная колонна; 7 – конденсатор-холодильник; 8 – емкость орошения; 10 – печь;

I-холодная сырая нефть; II-подогретая сырая нефть; III-дренажная вода; IV-частично обезв.нефть; V-пресная вода; VI-обезв. и обессоль. нефть; VII-пары легких угл-ов; VIII-не сконденсировавшиеся пары; IX-широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); X-стабильная нефть;

Обессоливание

Обессол-ние н. проис-т смешением обезвож. н. с пресной водой, после чего искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая технологическая последов-сть операций объясняется тем, что даже в обезвож. нефти остается некоторое кол-во воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой они распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0, 1%.

1 – теплообменник

2 – электродегидратор

3 – нефтеотделитель

нефть после первой ступени обезвоживается

деэмульгатор

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

Пресная вода

Обессоливание нефти

Дренажная вода системы ППД

Нефть возвращается на прием электродегидратора

Стабилизация

Под процессом стабилизации нефти понимается процесс отделения от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракции с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация осущ-ся методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть с начала нагревают до температуры

40…80 ⁰С, затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором, а затем подаются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 ⁰С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при температуре 38⁰С не должно превышать 0, 066 Мпа (500 мм.рт.ст.).

Борьба с коррозией

Короззия-разр-е Ме вследст-е хим. или эл.хим-го взаимод-я с внешней кор.средой. Разл-т 3 вида кор-зии: атмосф-ная, почвенная, внутренняя.

1.Атм-ная-ржавение (нанес-е краски)

2. Почв-ная. Зав-т от сост-я почвы, неод-сти Ме, влажности.

3. Внтр-яя- при вз-ии с прод-цией.

Методы защиты:

1.Покр-е с внутр. и внешней ст-ны (краски, полиэтилены, полимеры)

2. Активная защита- катодная и протекторная. Катодная –ист-к пост.тока соед-ся + с зарытыми кусками Ме, - с труб-м. Протек-ная- парлл-но труб-ду зарыв-ся протек-ры, выполн-ные из мат-ла, эл.потенц-л кот-го ниже пот-ла труб-да(Mg, рафинир-й Zn, Al)

Кроме того прим-ся инг-ры короз-ии- в-ва адсорбир-ся на пов-ти Ме и не дают контакта с кор.средой