 |
| Промысловая подготовка нефти |
|
|
|
|
|
|
|
|
Содержание:
Глава l. Основные направления и развитие методов подготовки нефти 3
1.1. Развитие методов подготовки нефти 3
1.2. Раздельный сбор обводненной и безводной нефти 11
1.3. Эмульсии, свойства, условия их разрушения 18
1.3.1. Классификация нефтяных эмульсий 24
1.3.2. Дисперсность эмульсий 25
1.3.3.Вязкость эмульсий 26
1.3.3.1. Влияние дисперсности глобул воды на вязкость эмульсии 27
1.3.3.2. Прогнозирование вязкости дегазированных эмульсий 28
1.3.3.3. Определение вязкости газированных эмульсий 36
1.3.3.4. Определение вязкости дисперсных систем
1.3.3.5. Инверсия фаз и снижение вязкости дисперсных систем 43
1.3.4. Плотность эмульсий 49
1.3.5. Электрические свойства эмульсии 50
1.3.6. Устойчивость нефтяных эмульсий 50
1.3.7. Адсорбционные процессы при формировании эмульсий 53
1.3.8 Естественные эмульгаторы и формирование эмульсий 56
1.3.9. Состав природных стабилизаторов эмульсий 61
1.3.10. Деэмульгаторы, классификация, их применение 64
1.3.10.1 Ионогенные деэмульгаторы 65
1.3.10.2. Неионогенные деэмульгаторы 66
1.3.10.3. Совместное действие различных деэмульгаторов 75
1.3.10.4. Некоторые особенности применения деэмульгаторов 76
1.3.11 Разрушение эмульсий 82
1.3.11.1 Влияние температуры, вязкости и плотности нефти на осаждение капель 83
1.3.11.2. Прочность адсорбционных пленок на границе раздела
1.3.11.3. Массообменные процессы при обработке эмульсий деэмульгаторами 99
1.3.11.4. Сближение и флоккуляция капель 100
1.3.11.5. Разрушение бронирующих оболочек и слияние капель 106
1.3.11.6. Взаимодействие капель деэмульгаторов с глобулами пластовой воды 111
1.3.11.7. Разрушение эмульсии в статических и динамических условиях 117
1.3.11.8. Разрушение эмульсии в пристенном слое 132
1.3.11.9. Расслоение «идеальных» эмульсий 137
1.4. Особенности обустройства объектов и требования к качеству подготовки нефти 144
1.4.1. Принципиальная схема сбора и обработки нефти 148
1.5. Подготовка нефти за рубежом 150
Глава 2. Совмещенные технологические схемы 157
2.1. Совмещенные технологические операции 157
2.2. Поинтервальное совмещение операций 160
2.3. Совмещение процессов борьбы с коррозией и отложениями парафина и деэмульсации нефти 165
2.4. Совмещение процессов транспортирования и деэмульсации нефти 166
2.5. Основные технологические условия эффективной деэмульсации нефти 167
2.6 Совмещение горячей сепарации и деэмульсации нефти 176
2.7. Совмещение процессов перекачки газа концевых ступеней с конденсацией тяжелых фракций 178
2.8. Совмещение процессов сброса воды и улучшения качества нефти с товаротранспортными операциями 179
2.9. Совмещение процессов сепарации и деэмульсации нефти 180
2.10. Совмещение процессов деэмульсации нефти и очистки пластовых вод (теоретические предпосылки) 187
ГЛАВА III Обезвоживание нефти 194
3.1. Технологические схемы обезвоживания нефти 194
3.2. Обезвоживание нефти на автономных термохимических установках 196
3.3. Блочные деэмульсаторы 197
3.4. Обезвоживающие установки 207
3.4.1. Применение встроенных каплеобразователей 207
3.4.2. Работа термохимических установок в блоке с товарным парком при обезвоживании 209
3.4.3. Работа установок в блоке с промысловыми системами сбора 210
3.4.4. Применение дренажной воды 211
3.5. Технологические схемы обезвоживания нефти в традиционном и совмещенном вариантах 211
3.6. Технологическая схема увеличения производительности действующих обезвоживающих установок 212
3.7 Отстойная аппаратура 214
3.7.1 Объемные аппараты 214
3.7.2. Выбор объемных отстойных аппаратов 219
3.7.3 Эксплуатация отстойников в режиме оптимального контроля 221
3.8. Трубчатые отстойники 223
3.9. Коалесценция капель при отстое 230
3.10. Гидродинамические коалесценторы (каплеобраователи) 232
3.10.1. Разрушение эмульсии в каплеобразователях 234
3.11. Расчет технологических параметров и оборудования при обезвоживании 237
3 11.1. Расчет промысловой системы сбора 237
3.11.2. Определение размеров капель в трубопроводах и коммуникациях установок 241
3.11.3. Определение длины участка коалесценции 243
3.11.4. Расчет возможности расслоения потока 244
3.12. Расчет отстойных аппаратов 245
3.13. Расчет длины трубопровода от точки подачи дренажной воды до отстойной аппаратуры 246
3.14. Расчет концевых делителей фаз 247
3.15. Расчет длины и диаметра секции расслоения 249
3.16. Расчет пропускной способности отстойной аппаратуры для расслоенных потоков 250
8.12. Определение оптимального расхода реагента 250
3.18. Расчет средств интенсификации на действующих объектах подготовки нефти 251
3.19. Методика определения дисперсности капель в эмульсии 252
3.20. Формула для расчета глубины обезвоживания 254
3.21. Увеличение размера капель при нагреве 254
3.22. Определение допустимого увеличения производительности трубопроводов 255
3.23. Порядок расчета различных параметров обезвоживания нефти 256
3.24. Расчет гидродинамических каплеобразователей 261
3.24.1. Определение параметров каплеобразователей на ступени обезвоживания 262
3.24.2. Расчет диаметра массообменной секции D 263
3.24.3. Расчетная длина массообменной секции 264
3.24.4. Определение параметров коалесцирующей секции 266
3.24.5. Определение максимального размера капель воды, не подвергающихся дроблению в турбулентном потоке 266
3.24.6. Определение длины коалесцирющей секции 267
3.25. Деэмульсация нефти в интервале
3.26. Разрушение эмульсии девонской нефти в промысловых системах сбора 271
3.27. Разрушение в промысловых системах сбора эмульсии сероводородсодержащей нефти 273
3.28. Разрушение эмульсии смеси сероводородсодержащей и девонской нефтей 277
3.29. Разрушение газированных и дегазированных эмульсий 278
3.30. Деэмульсация нефти в интервале промысловый товарный парк — головные сооружения 279
3.31. Совмещенная схема подготовки нефти в интервале скважина —
промысловый
3.31.1. Подготовка по совмещенной схеме легких нефтей 286
3.31.2. Подготовка по совмещенной схеме высокопарафинистых мангышлакских нефтей 286
3.32. Предотвращение образования сульфида железа при совместном сборе и подготовке смеси нефтей 295
3.33. Технология обезвоживания природных битумов 297
Глава IV Обессоливание нефти 299
4.1. Технологические предпосылки процесса обессоливания 299
4.2. Механизм обессоливания 307
4.2.1, Обессоливание нефти по схеме «смешения» 311
4.2.2. Обессоливание нефти по схеме «замещения» 316
4.3. Обессоливание нефти на установках комплексной подготовки 326
4.3.1. Обессоливание нефти при сниженном расходе пресной воды 330
4.3.2. Обессоливание нефти на УПК в блоке с товарным парком 332
4.3.3. Работа УКПН с
4.3.4. Работа УКПН по схеме объединенных ступеней 335
4.4. Обессоливание нефти на ЭЛОУ 336
4.4.1. Работа установки без использования электрического поля 337
4.5. Работа обезвоживающих установок в режиме обессоливания при использовании каплеобразователей 339
4.6. Определение параметров каплеобразователей на ступени обессоливания 343
4.6.1. Определение диаметра 343
4.6.2. Определение длины секции 344
4.7. Работа обезвоживающих установок в режиме обессиливания с сохранением производительности разделением отстойных аппаратов на параллельно работающие блоки 346
4.8. Увеличение производительности установке с одновременным улучшением качества нефти 347
4.9. Технология снижения расхода реагента и пресной воды на установках подготовки нефти 352
4.10. Работа обессоливающих установок в блоке с промысловой системой сбора 353
4.11. Обессоливание нефти на обезвоживающих установках без снижения их производительности в блоке с промысловой системой нефтегазосбора и разделении аппаратуры на два блока 355
4.12. Комбинированное использование гидродинамических средств интенсификации для обессоливания на обезвоживающих объектах 357
4.13. Обессоливание нефти на обезвоживающей установке по схеме «установка — товарный парк» 360
4.14. Обессоливание нефти в интервале «промысловый товарный парк — головные сооружения» 369
4.15. Методы разрушения эмульсий в интервале
«
4.16. Разрушение эмульсии в магистральных нефтепроводах и обессолившие нефти на НПЗ 383
4.17. Обессоливание нефти на месторождениях за рубежом 387
4.18. Влияние некоторых особенностей разработки месторождений на обессоливание нефти 389
Литература 395
