Рассветное месторождение

Таким образом, к химическому реагенту для деэмульгирования нефти предъявляются  следующие требования:

высокая адсорбционная или смачивающая  активность, достаточная для вытеснения природных эмульгаторов с поверхности диспергированных частиц;

способность формировать новый  адсорбционный слой с низкой структурно-механической прочностью.

Условием «срабатывания» указанных  свойств деэмульгатора является диффузия вещества. Различают конвективную и молекулярную диффузии. Роль последней незначительна. Лишь при высокой температуре фактор молекулярного переноса ПАВ из объема к поверхности может стать определяющим. На практике перемешивание эмульсии ускоряет массоперенос. Это тесно связано с тем, насколько правильно выбрано место ввода реагента. Например, допустим, что источник диспергирования – погружной центробежный электронасос (ЭЦН). При этом продукция скважины на выкиде насоса представляет собой тонкодисперсную водонефтяную смесь с развитой поверхностью раздела фаз. По мере движения этой смеси в насосно-компрессорных трубах (НКТ) происходит диффузия природных эмульгаторов из объема к поверхности раздела фаз и формирование адсорбционного слоя. Поскольку процесс диффузии имеет определенную ограниченную скорость, устойчивость эмульсии достигается не мгновенно, а во времени. Чем «старее» эмульсия, тем она устойчивее и тем труднее ее разрушить. Поэтому в любом конкретном случае оптимальное место ввода деэмульгатора – это прием ЭЦН, что обеспечивает не только своевременную подачу реагента, но и эффективное его распределение.

5.8.6. Подбор ингибитора коррозии  для защиты водоводов 
сточной воды Рассветного месторождения.

 

В связи с обустройством УПСВ «Рассвет» и началом закачки  в систему ППД Рассветного  месторождения сточных вод возникла необходимость защиты водоводов от внутренней коррозии. В настоящее время на УПСВ «Рассвет» в начало низконапорного водовода «УПСВ – БКНС» подается ингибитор коррозии ВНПП-1 с дозировкой 100 г/т.

В лаборатории технологических  процессов ПермНИПИнефть в октябре-ноябре 1998 года были проведены испытания ряда ингибиторов коррозии с целью расширения ассортимента реагентов, пригодных к использованию на Рассветном месторождении.

Испытания проводили гравиметрическим методом на установке типа ²колесо² (w = 78 об/мин) при Т = 20°С в течение 6 часов. В качестве рабочей среды использовали сточную воду УПСВ «Рассвет», отобранную до точки подачи ингибитора (рН=6.05, r=1.100 г/см3, [Н2S]=54.5 мг/л, [Feобщ] = 6.08 мг/л, [Fe3+]= 0.38 мг/л). Для испытаний взяли следующие реагенты: ВНПП-1 (ВНПП «Грант», г.Ростов-на-Дону); Олазол Т-2П (Котласский хим.завод); СНПХ-1004, СНПХ-6301, Альпан, Амфикор, Напор-1007 (ОАО Напор, г.Казань); Коррексит-7798 (фирма «Esso Chеmical», США). В рабочую среду их вводили в виде 1%-ных растворов в соответствующем растворителе. Результаты испытаний представлены в табл. 31.

 

Таблица 32 Результаты лабораторных испытаний ингибиторов коррозии в сточной воде УПСВ «Рассвет».

 

№ п/п	Ингибитор	Дозировка, мг/л	Скорость коррозии г/м2ч	Защитный эффект,%
1.	ВНПП-1	25 50 100 200	0,25 0,13 0,076 0,02	34 65 80 97
2.	СНПХ-1004	100 150	0,08 0,07	79 83
3.	СНПХ-6301	50 100 150	0,26 0,21 0,11	32 45 71
4.	Амфикор	100 150	0,17 0,10	52 74
5.	Альпан	50 100 150	0,37 0,24 0,24	3 36 36
6.	Напор-1007	100 150	0,13 0,10	65 74
7.	Коррексит- 7798	25 50 100	0,13 0,09 0,04	65 75 90
8.	Олазол Т-2П	50 100 150	0,084 0,06 0,03	78 85 93

 

Из таблицы следует, что для  защиты водоводов Рассветного месторождения  можно использовать: СНПХ-1004 с дозировкой 100 мг/л; Амфикор, СНПХ-6301 и Напор-1007 с дозировкой 150 мг/л; Коррексит-7798 и Олазол Т-2П с дозировкой 50 мг/л. При таких дозировках ингибиторы имеют защитный эффект не менее 75-80%. Используемый в настоящее время на месторождении реагент ВНПП-1 проявил высокую ингибирующую способность при дозировке 100 мг/л (80%). Наиболее же эффективными среди исследованных ингибиторов, по результатам лабораторных испытаний, надо считать Олазол Т-2П и Коррексит-7798.

При выборе ингибитора коррозии необходимым  условием является его совместимость с применяемыми деэмульгаторами. Поэтому в лаборатории были проведены работы по определению совместимости ингибиторов коррозии ВНПП –1 и Олазола Т-2П с реагентами-деэмульгаторами СНПХ-4501 и Сепаролом WF-41. В ходе экспериментов было отмечено, что ВНПП-1 совместим  с деэмульгаторами, а при смешении Олазола с СНПХ-4501 образуется осадок. Поэтому при применении в качестве ингибитора коррозии Олазола Т-2П необходимо строго следить за тем, чтобы ингибитор и деэмульгаторы подавались раздельно из разных мерников, различными дозировочными насосами. Категорически запрещается смешение этого ингибитора с деэмульгатором в их товарных формах в одной емкости.

5.8.7. Характеристика реагентов применяемых  
на Рассветном месторождении

 

Реагент-деэмульгатор  «Сепарол»  представляет собой жидкость на базе высокомолекулярных соединений в 60-65 % растворе метанола.

            Свойства:

1. Внешний вид – прозрачная жидкость желтого цвета.
2. Плотность при 20°С– 0,950 г/см
3. Вязкость: при 0°С – 150 сСт

                       при 20°С– 75 сСт

4.Температура вспышки  в закрытом тигле + 17°С

5.Температура застывания  – ниже минус 50°С

6.Температура кипения  – 65°С

7.Температура самовоспламенения  – 300°С

При добавлении реагента в воду он выпадает в виде взвеси, которая  постепенно оседает.

Реагент хорошо растворим в бензоле и спиртах. Нерастворим в парафиновых углеводородах. 

 

    Реагент-деэмульгатор СНПХ  – 4501

Свойства:

1.Внешний вид  - однородная прозрачная  жидкость от бесцветного до  светло-желтого цвета.

2.массовая доля активной основы  в пределах 45-55%.

3.Плотность при 20°С-930-970 кг/м3.

4.Кинематическая вязкость при  20°С-40 сСт

5.Температура застывания минус  40°С

6.Температура вспышки +25°С

Деэмульгатор вводится на ГЗУ и  приемный коллектор на СП

5.9. Гидравлический расчет сетей  нефтепроводов.

 

В настоящее время в связи  с износом существующих промысловых  трубопроводов в НГДУ «Осинскнефть»  разработана программа по их капитальному ремонту.

Длительная разработка месторождений, падение дебитов, изменение технологических параметров влечет за собой изменение ранее принятых проектных решений по части гидравлического расчета (определение диаметра) промысловых трубопроводов.

В целях рационального использования  материалов при капитальном ремонте, в данном разделе проведен гидравлический расчет трубопроводов от ГЗУ до СП на основе текущих технологических показателей.

Цель гидравлического расчета  – определение диаметров нефтегазосборных коллекторов.

5.9.1. Методика выполнения гидравлических  расчетов

 

Гидравлические расчеты нефтепроводов  выполняют на основе уравнения Бернулли

 

 

 

 

Где z – геодезическая отметка, м; р – давление, Па; r - плотность жидкости, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с*2; w - средняя скорость жидкости, м/с; a - коэффициент Кориолиса; hп – путевые потери напора, м.

Выражение в скобках определяет полную механическую энергию, приходящуюся на единицу массы жидкости, в соответствующем сечении трубопровода. Все члены уравнения Бернулли имеют размерность длины, т.е. определяют соответствующий напор.

Первый член z выражает потенциальную энергию положения жидкости и называется геометрическим напором. Второй член р/rg – потенциальная энергия давления жидкости и называется пьезометрическим напором. Третий член aw*2/2g – удельная кинетическая энергия движущейся жидкости и называется скоростным напором.

Путевые потери напора в общем случае складываются из потерь на внутреннее трение жидкости по длине трубопровода hтр и из потерь на местные сопротивления:

 

 

  

 

 

Потери напора на трение по длине  трубопровода при установившемся движении определяют по формуле Дарси-Вейсбаха:

 

 

 

Или, соответственно, потери давления на трение:

 

 

 

Где l – длина трубопровода, м; D – внутренний диаметр трубопровода, м; l - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от режима движения и относительной шероховатости внутренней поверхности трубы, т.е. l=f(Re,e), где Re – число Рейнольдса, определяющее режим движения; e=kэ/D, где kэ – эквивалентная шероховатость стенок трубы, м.

Так как промышленные трубы обладают неравномерной высотой выступов шероховатости, то пользуются понятием эквивалентной шероховатости kэ, которая определяется на основании гидравлических испытаний трубопроводов и пересчета их результатов по соответствующим формулам.

Число Рейнольдса определяется по формуле:

 

 

Где r - плотность жидкости, кг/м3; m - динамическая вязкость жидкости, Па*с. Средняя скорость определяется как

 

 

Где Q – объемный расход жидкости, м3/с.

Если Re<2320, то течение жидкости ламинарное, в этом случае шероховатость стенки не оказывает влияния на коэффициент гидравлического сопротивления, и l определяют по формуле Стокса

 

 

 

Если Re>2320, то течение жидкости турбулентное.

Турбулентное течение характеризуется  хаотичным беспорядочным движением частиц жидкости в ядре потока и ламинарным подслоем у стенки трубы.

Хаотичность движения частиц жидкости вызывает увеличение затрат энергии на трение жидкости, что приводит к росту коэффициента гидравлического сопротивления. Природа хаотичности движения частиц в трубопроводе двояка – с одной стороны, сдвиг слоев жидкости относительно друг друга и, с другой стороны, образование вихрей при обтекании выступов шероховатости.

Область турбулентного течения  подразделяется на три зоны: гладкостенного сопротивления, смешанного сопротивления  и квадратичного сопротивления.

Следует отметить, что гидравлический расчет нефтепроводов обычно выполняют для наиболее сложных условий работы трубопровода: за расчетную температуру выбирают, возможно, более низкую температуру нефти в период эксплуатации.

Приведенные формулы позволяют  выполнять расчеты по определению

Перепада давления по длине трубопровода и, следовательно, определить начальное давление перекачки. Если же требуется определить пропускную способность трубопровода или его диаметр, то предварительно необходимо задаться режимом движения жидкости и после расчета обязательно выполнить проверку правильности выбора режима движения по числу Рейнольдса.

Гидравлический расчет трубопроводов, проложенных по пересеченной

местности, должен завершаться проверкой  на преодоление перевальной точки. Сущность проверки состоит в нанесении  на сжатый профиль трассы трубопровода линии гидравлического уклона. Гидравлический уклон представляет собой отношение потерь напора на трение к длине трубопровода. Перевальной точкой называется такая точка трассы трубопровода, которая наибольшим образом выступает за линию гидравлического уклона. Если такая точка имеется, то для обеспечения заданной пропускной способности трубопровода по жидкости начальный напор необходимо увеличить на такую величину, чтобы новая линия гидравлического уклона не имела перевальных точек.

В нефтяной практике наиболее часто  встречается турбулентный режим  течения. Режим, соответствующий квадратичному закону сопротивления, встречается только при аварийных порывах трубопроводов.

Сложные трубопроводы можно рассчитывать по участкам, представляющим собой простые трубопроводы.   

  В данном дипломном проекте  проверочный гидравлический расчет  нефтепроводов выполнен по программе DEFMAIN.

5.9.2. Описание программы.

Общие сведения:

Программа DEFMAIN предназначена для гидравлического расчета древовидных сетей нефтепроводов сбора нефти и напорных водоводов.

При расчете нефтесбора используются 2 методики расчета гидравлики:

1. для газового фактора не более 250 м3/м3 – института «Гипровостокнефть»
2. для газового фактора более 250 м3/м3 – института «Гипротюменьнефтегаз»

Расчетная методика выбирается программой автоматически, по значению газового фактора в таблице исходных данных.

Программа DEFMAIN реализует точный алгоритм оптимизации диаметров сетей трубопроводов (динамического программирования), поэтому для большого количества звеньев сети на ПЭВМ низкой производительности расчет занимает продолжительное время (особенно для сетей нефтесбора).