На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


реферат Предпосылки использования химических реагентов в процессах подготовки нефти

Информация:

Тип работы: реферат. Добавлен: 24.08.2012. Сдан: 2011. Страниц: 11. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


ВВЕДЕНИЕ
Подготовка нефти  на промыслах занимает важное положение  среди основных процессов, связанных  с добычей, сбором и транспортированием товарной нефти потребителю - нефтеперерабатывающим  заводам или на экспорт. От качества подготовленной нефти зависят эффективность и надежность работы магистрального трубопроводного транспорта, качество полученных из нее продуктов.
На конечных стадиях разработки нефтяных месторождений  содержание воды в нефти может  достигать 90% и более, при этом сырье, поступающее на установки подготовки нефти, характеризуется не только разнообразием физико-химических свойств, но и изменением его состава во времени.
На всем протяжении освоения нефтяных месторождений для  подготовки нефти применяли большое  количество зарубежных и отечественных химических реагентов. Однако нередко свойства реагентов использовали нерационально, что приводило к перерасходу или затрудняло получение нефти высокого качества.
В связи с  этим актуально исследование развития и перспектив применения химических реагентов в области подготовки нефти. Цели работы:
- проанализировать  и установить основные этапы  и направления применения химических  реагентов;
- определить  группы наиболее эффективных  реагентов, позволяющих повысить  качество товарной нефти и  снизить себестоимость подготовки нефти.
Научная новизна  работы заключается в том, что  впервые в историко-техническом  плане рассмотрено применение химических реагентов для решения задач подготовки нефти, определены и исследованы основные периоды развития процессов подготовки нефти с использованием химических реагентов.
Впервые рассмотрена  и проанализирована связь между  развитием производства химических реагентов химической и нефтехимической  промышленностями и использованием их при подготовке нефти.
Практическая  значимость заключается в том, что впервые обобщен материал по истории применения химических реагентов при подготовке нефти. Определены приоритетные направления и перспективные группы реагентов. Материалы работы приняты к использованию в ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов», он учитывается при разработке и подборе химических реагентов для подготовки нефти к транспорту.
Результаты работы используются при чтении курсов "Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов", "Основы нефтегазового дела" для  студентов специальности 09.07.00 в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.
Глава I. Предпосылки использования химических реагентов в процессах подготовки нефти.
Деэмульсация  нефтей в 1930-е годы являлась актуальной задачей нефтяной промышленности. Способы подготовки нефти, применяемые в этот период, являлись дорогостоящими и малопроизводительными.
Примером нерационального  метода деэмульсации считали способ Буха, заключающийся в обработке  эмульсии регенерированной серной кислотой. Поскольку этот реагент вызывал коррозийность нефти, операции деэмульсации с последующей промывкой водой приходилось производить в открытых амбарах. Операции, связанные с эти методом были сложны, громоздки, а необходимость хранения нефти в ямах была сопряжена со значительными потерями бензиновых фракций.
Разрешение вопросов деэмульсации задерживались и тем, что промысловики не считали необходимым  заниматься этим вопросом, полагая, что  деэмульсацию должны производить переработчики.
Коррозия нефтеперегонной  аппаратуры при перегонке зольнистых эмульсионных нефтей вызывалась наличием хлористых солей MgCl2, CaCl2, NaCl. Подвергаясь гидролизу в присутствии воды при повышенных температурах, эти соли образовывали свободную соляную кислоту, разъедающую нагревательные трубы, колонны, конденсаторы.
Проблеме деэмульсации уделялось недостаточное внимание. На промыслах предпочитали сжигать  эмульсии в прудах, спускать в амбары для отстоя или же откачивать в  нефть, загрязняя ее, чем заниматься их разложением.
Проведение исследований по деэмульсации, проработка некоторых методов и их внедрение происходили большей частью кустарно, неорганизованно, без достаточного изучения имеющихся литературных данных, зарубежного опыта. Для устранения отмеченных последствий переработки эмульсионных нефтей требовалось скорейшее разрешение проблемы деэмульсации с применением совершенных методов.
Вода в нефти  появляется вследствие поступления  к забою скважины подстилающей воды или воды, закачиваемой в пласт  с целью поддержания давления. Пластовые воды различных месторождений значительно отличаются по составу и концентрации растворенных в них минеральных солей, содержанию газа и наличию микроорганизмов.
При движении нефти  и пластовой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, а в результате перемешивания - дробление [2]. Процесс дробления одной жидкости в ,- другой называют диспергированием, в результате образуются эмульсии. Эмульсия
представляет  собой смесь двух взаимно не растворимых  жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Диспергированную жидкость называют внутренней, или дисперсной фазой, а жидкость, в которой она находится - дисперсионной, или внешней средой.
Все нефтяные эмульсии делятся на три группы [3]:
I группа - эмульсии обратного типа (вода в нефти), в ней содержание дисперсной фазы (воды) в дисперсионной среде (нефти) может колебаться от следов до 90-95%;
II группа - это  эмульсии прямого типа (нефть  в воде). Образуются они в процессах  разрушения обратных эмульсий, т.е.  при деэмульсации нефти;
III группа - это  "множественная" эмульсия. Как  показали исследования [4, 5] она характеризуется  повышенным содержанием различных  механических примесей.
В пластовых  условиях нефтяные эмульсии отсутствуют. Для образования эмульсии недостаточно только перемешивания несмешивающихся жидкостей. Если взять чистую воду и чистую нефть, то сколько бы их не перемешивали, эмульсия не образуется. Чтобы она образовалась, необходимо наличие в нефти особых веществ - естественных эмульгаторов или естественных поверхностно-активных веществ. К ним относятся асфальтены, смолы, нефтерастворимые органические кислоты и другие мельчайшие механические примеси, как ил и глина.
В процессе перемешивания  нефти с пластовой водой и  образования мелких капелек воды, частицы эмульгирующего вещества на поверхности этих капелек образуют пленку (оболочку), препятствующую слиянию капелек.
С образованием пленки на поверхности глобулы воды связывают процесс "старения" эмульсии. С течением времени пленки вокруг глобул воды становятся очень прочными и трудно поддаются разрушению.
Наличие электрических  зарядов на поверхности глобул увеличивает  стойкость эмульсий [6]. Электрическое  состояние диспергированной воды определяется электрическим зарядом как самой  капли, так и окружающей ее оболочки, которая несет противоположный по знаку заряд. Чем больше поверхностный заряд капли, тем труднее их слияние и тем выше стойкость эмульсии. Заряды на поверхности капли воды распределяются равномерно. Противоположные заряды неравномерно распределяются в дисперсионной среде. Ближе к капле отрицательные заряды распределены более плотно, по мере удаления от капли плотность отрицательных зарядов убывает. В статических условиях дисперсная система электрически уравновешена, что повышает устойчивость эмульсии.
С повышением температуры  вязкость нефти уменьшается, что  способствует снижению стойкости эмульсии. С понижением температуры из нефти  выделяются кристаллики растворенного  в ней парафина, который накапливается  на оболочке
глобулы и увеличивает  ее прочность. Поэтому эмульсии нефти, содержащей парафин, в зимних условиях имеют большую устойчивость.
Существенно влияет на устойчивость нефтяных эмульсий состав пластовой воды. Пластовые воды разнообразны по химическому составу, но все они  могут быть разделены на две основные группы: первая группа - жесткая вода содержит хлоркальциевые или хлоркальциевомагниевые соединения; вторая группа -щелочная или гидрокарбонатнонатриевая вода. Увеличение кислотности пластовых вод приводит к получению более стойких эмульсий. Уменьшение кислотности достигается введением в эмульсию щелочи, способствующей снижению прочности бронирующих слоев с последующим разделением нефтяной эмульсии на составные компоненты.
Интенсивность перемешивания нефти с водой  при добыче также влияет на стойкость эмульсии. При фонтанном способе добычи нефти в результате постепенного выделения газа в подъемных трубах и соответственного увеличения скорости потока образовываются весьма стойкие эмульсии. Дополнительное перемешивание нефти происходит при резких поворотах потока в фонтанной арматуре и при прохождении через штуцеры. Чем больше перепад давления в штуцере, тем выше степень диспергирования капель воды при прохождении через штуцер.
При газлифтном способе добычи нефти условия  для образования эмульсий примерно те же, что и при фонтанной добыче. Образование эмульсий происходит в основном в месте ввода рабочего агента в насосно-компрессорные трубы.
При глубинно-насосной эксплуатации скважин эмульгирование нефти происходит в узлах клапана, в паре плунжер-цилиндр и в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг.
При использовании  погружных электроцентробежных  насосов перемешивание продукции  скважины происходит в рабочих колесах  насоса, а также при турбулентном движении смеси в подъемных трубах.
Стойкость эмульсии при добыче нефти глубинными штанговыми насосами значительно ниже, чем при  эксплуатации погружными электроцентробежными насосами.
Особенно сильное  влияние на стойкость эмульсии при  насосной эксплуатации оказывают неисправности оборудования - пропуски в насосах через неплотности, изношенные участки. В случае пропуска жидкости в клапанных узлах за счет давления столба жидкости над клапаном истечение жидкости происходит с большой скоростью, что вызывает турбулизацию и эмульгирование нефти. Особенно сильное эмульгирование происходит при наличии зазора плунжера.
Немалую роль в  повышении стойкости эмульсий играет также и наземное оборудование - это система нефтесборных труб, распределительные  коллекторы групповых замерных установок, штуцеры, задвижки, клапаны, уголки, тройники и сепараторы.
Факторами, влияющими  на стойкость эмульсии и определяющими  технико-экономические показатели обезвоживания нефти [7], являются прочность  межфазных пленок, вязкость нефти, разность плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды, а также размеры капель, которые определяют температуру нагрева при обезвоживании и обессоливании нефти, время отстоя, тип и расход деэмульгаторов, необходимый набор средств для интенсификации коалесценции капель и расслоения потока.
Разрушение эмульсии с достаточной степенью эффективности  достигается в промысловых системах сбора, а расслоение потока осущетвляется  в концевом делителе фаз или специальной  секции трубопровода, проложенной между  концевой ступенью сепарации и резервуарами товарного парка (рис.1).
Наиболее целесообразно  проводить обезвоживание нефти [8] на месторождениях для:
существенного снижения транспортных расходов, так  как вода сама по себе является балластом  и транспортировать ее по магистральным  нефтепроводам нет необходимости;
недопущения образования  стабильных эмульсий, трудно поддающихся  разрушению на нефтеперерабатывающих  заводах, поэтому добываемую нефть  необходимо обезвоживать как можно  раньше с момента образования  эмульсии, не допуская ее старения;
предохранения магистральных трубопроводов от внутренних коррозионных разрушений, так как вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов;
закачки отделенной воды в пласт для поддержания  пластового давления.
При транспортировании  не обезвоженной нефти по магистральному нефтепроводу в нижней части его  может скапливаться коррозионно-активная минерализованная пластовая вода, приводящая сравнительно быстро (2-3 года) этот трубопровод в аварийное состояние.
Для разрушения нефтяных эмульсий широко применяются  различные химические реагенты - деэмульгаторы, которые в отличие от природных  эмульгаторов способствуют значительному  снижению стойкости нефтяных эмульсий. В качестве реагентов-деэмульгаторов используются поверхностно-активные вещества (ПАВ).
Воздействие деэмульгатора  на нефтяную эмульсию основано на том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз нефть-вода, вытесняет и замещает менее поверхностно-активные природные эмульгаторы. Пленка, образуемая деэмульгатором, менее прочна. По мере накопления деэмульгатора на поверхности капелек воды между последними возникают силы взаимного притяжения. В результате этого мелкие диспергированные капельки воды образуют большие капли (хлопья), в которых пленки вокруг глобул воды обычно сохраняются. Процесс образования больших хлопьев из мелкодиспергированных капелек воды в результате воздействия деэмульгатора называется флоккуляцией (хлопьеобразованием). В процессе флоккуляции поверхностная пленка глобул воды становится достаточно ослабленной, происходит ее разрушение и слияние глобул воды. Процесс слияния капелек воды называется коалесценцией.
Хорошие деэмульгаторы  должны обеспечивать не только сближение диспергированных капелек воды в эмульсии, но также и разрушать окружающие их пленки и способствовать коалесценции.
В большинстве  нефтей присутствуют механические примеси (сульфид железа, ил, частицы глины  и т.д.), частички которых собираются на поверхности раздела и способствуют упрочению пленки, обволакивающей глобулы воды. Часто эти механические примеси являются основными веществами, составляющими материал пленки, и удаление их вместе с водой также является важной задачей при обезвоживании нефти. Деэмульгаторы обволакивают частицы механических примесей тонкой пленкой, хорошо смачиваемой водой, и такие частицы выделяются из нефти и удаляются вместе с водой.
Процесс разрушения нефтяных эмульсий является больше физическим, чем химическим процессом, зависящим от:
компонентного состава и свойств защитных оболочек природных стабилизаторов (эмульгаторов) обрабатываемых нефтяных эмульсий;
типа, коллоидно-химических свойств и удельного расхода  применяемого деэмульгатора;
температуры, интенсивности  и времени перемешивания нефтяной эмульсии с реагентом-деэмульгатором и т.д.
Реагенты-деэмульгаторы, используемые для разрушения нефтяных эмульсий, подразделяются на две группы ионогенные и неионогенные [9].
Неионогенные  деэмульгаторы получили широкое  применение в процессах обезвоживания и обессоливания нефти. Исходным сырьем для такого синтеза служат органические кислоты, спирты, фенолы и др., а также окись этилена и окись пропилена.
Неионогенные  деэмульгаторы не взаимодействуют  с растворенными в пластовой  воде солями металлов и не образуют твердых осадков. Удельный расход их значительно ниже, чем ионогенных (5-50 г/т).
Подбор реагента-деэмульгатора  осуществляют в зависимости от эмульсионности нефти (табл.1).
Таблица 1
Деэмульгаторы должны удовлетворять основным требованиям: хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в нефти или воде); иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела "нефть-вода" естественные эмульгаторы, образующие защитную пленку на капельках воды; обеспечивать максимальное снижение межфазного натяжения на границе фаз "нефть-вода" при малых расходах реагента; не коагулировать в пластовых водах; быть инертным по отношению к металлам.
Деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не изменять своих свойств при изменении температуры, не ухудшать качества нефти после обработки и разрушать эмульсии различных нефтей и вод.
Существуют следующие  методы разрушения нефтяных эмульсий: внутритрубная деэмульсация (путевая); гравитационный отстой; центрифугирование; фильтрация через твердые пористые тела; термохимическая подготовка нефти; электродегидрование.
При внутритрубной (путевой) деэмульсации разрушение нефтяной эмульсии происходит в трубах на пути движения по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору вплоть до установок подготовки нефти. Практикой установлено, что чем больше эффективность ПАВ, длительность перемешивания эмульсии, количество воды и температура эмульсии, тем интенсивнее происходит внутритрубная деэмульсация. Однако эффективность внутритрубной деэмульсации значительно падает при увеличении содержания в нефти асфальтенов, а также плотности и вязкости этой нефти.
Гравитационный  отстой происходит за счет разности плотностей пластовой воды (рв= 1,05-1,2 г/см3) и нефти (рн=0,79-0.95 г/см3) в герметизированных отстойниках и сырьевых резервуарах. Гравитационный отстой может применяться также без нагрева эмульсии, когда нефть и вода не подвергаются сильному перемешиванию, в нефти практически отсутствуют эмульгаторы (особенно асфальтены) и обводненность нефти достигает порядка 60%.
При центрифугировании  значительную силу инерции, возникающую  в центрифуге, можно использовать для разделения жидкостей с различными плотностями.
При фильтрации нестойкие эмульсии расслаиваются  при пропускании их через фильтрующий слой (гравий, битое стекло, древесные и металлические стружки, стекловата и другие материалы). Деэмульсация нефтей с помощью фильтров основана на явлении селективного смачивания, применяется в сочетании с термохимическими методами.
Электродегидраторы применяют в основном для обессоливания средних, тяжелых и вязких нефтей. Опыт работы отечественных и зарубежных электрообессоливающих установок (ЭЛОУ) показал, что наиболее эффективны и экономичны горизонтальные электродегидраторы.
Термохимические установки состоят из сепараторов-деэмульсаторов, отстойников-электродегидраторов и другого оборудования. Установлено, что существующие методы деэмульсации нефти без применения тепла и поверхностно-активных веществ малоэффективны. Поэтому в настоящее время 80% всей добываемой обводненной нефти обрабатывается на термохимических установках. 
 

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах ПЛАСТ- СКВАЖИНА КОЛЛЕКТОР, которые действуют независимо друг друга, при этом взаимосвязаны между собой.
Рассмотрим эти  системы.
При эксплуатации скважины важнейшее значение имеет  перепад давления на забое, которое является определяющим при работе скважины. Оно представляет собой разницу между пластовым давлением и забойным давлением.
Перепад давления = Рпл. – Рзаб.
Индекс  продуктивности – J или PI представляет собой отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое. Индекс продуктивности может быть как для нефти, так и для пластовой жидкости.
J = PI = qн / Рпл. – Рзаб.
Движение жидкости в коллекторе исследовано и происходит
по закону Дарси  и определяется по формуле при  стабильном состоянии скважины

· при псевдо-стабильном состоянии скважины
 
 
где ?н - вязкость пластового флюида
rзал – радиус скважины
k – проницаемость
S – скин
?н – пластовый объемный фактор
rзал – радиус зоны пласта откуда осуществляется добыча
h –мощность  пласта
Формула Вогеля для нефтяной скважины
Формула для  для пласта не имеющего нарушений  и с добычей придавлении ниже давления насыщения. Основывается на теории работы залежи в режиме растворенного  газа.
 
 
Комбинированная формула Дарси- Вогеля для нефтяных скважин.
Максимальный  дебит по комбинированной формуле  Дарси- Вогеля:
 
 
где pнас - давление насыщения
Qнасдебит при котором забойное давление равно давлению насыщения
Из графиков и формул видно, что течение жидкости в пласте происходит по линейной зависимости  при давлениях выше давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения  течение жидкости происходит по квадратичной зависимости.
При движении жидкости по пласту наибольший перепад давления наблюдается в ПЗП зоне 1-2 метра перед зоной перфорации. В связи с этим наибольший ущерб пласту наступает именно в этой зоне.
Характеристика  вертикального лифта.
Вертикальный  лифт характеризуется изменением давления – рейтингом течения жидкости из пласта до поверхности .

Приток  жидкости к скважине

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам  происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте. Течение  жидкости к скважинам исключительно сложно и не всегда поддается расчету. Лишь при геометрически правильном размещении скважин (линейные или кольцевые ряды скважин и правильные сетки), а также при ряде допущений (постоянство толщины, проницаемости и других параметров) удается аналитически рассчитать дебиты этих скважин при заданных давлениях на забоях или, наоборот, рассчитать давление при заданных дебитах. Однако вблизи каждой скважины в однородном пласте течение жидкости становится близким к радиальному. Это позволяет широко использовать для расчетов радиальную схему фильтрации.
Скорость фильтрации, согласно закону Дарси, записанному  в дифференциальной форме, определяется следующим образом:

(2.4)
где k - проницаемость  пласта; ? - динамическая вязкость; dp/dr - градиент давления вдоль радиуса (линии  тока).
По всем линиям тока течение будет одинаковое. Другими  словами, переменные, которыми являются скорость фильтрации и градиент давления, при изменении угловой координаты (в случае однородного пласта) останутся неизмененными, что позволяет оценить объемный расход жидкости q как произведение скорости фильтрации на площадь сечения пласта. В качестве площади может быть взята площадь сечения цилиндра 2?rh произвольного радиуса r, проведенного из центра скважины, где h - действительная толщина пласта, через который происходит фильтрация.
Тогда

. (2.5)
Обозначим

В общем случае предположим, что ? - гидропроводность - изменяется вдоль радиуса r, но так, что на одинаковых расстояниях от оси скважины вдоль любого радиуса величины ? одинаковые. Это случай так называемой кольцевой неоднородности.
Предположим, что  ? задано в виде известной функции  радиуса, т. е.

. (2.6)
Вводя (2.6) в (2.5) и  разделяя переменные, получим 

. (2.7)
Дифференциальное  уравнение (2.7) с разделенными переменными может быть проинтегрировано, если задана функция ?(r). В частности, если гидропроводность не зависит от радиуса и постоянна, то (2.7) легко интегрируется в пределах области фильтрации, т. е. от стенок скважины rс с давлением Pс до внешней окружности Rк, называемой контуром питания, на котором существует постоянное давление Pк. Таким образом,

,
При ? = const будем  иметь  


. (2.9)
Решая (2.9) относительно q, получим классическую формулу  притока к центральной скважине в круговом однородном пласте:

. (2.10)
Если (2.8) проинтегрировать при переменных верхних пределах r и P, то получим формулу для распределения  давления вокруг скважины:

. (2.12)
После интегрирования, подстановки пределов и алгебраических преобразований имеем 

. (2.12)
Решая уравнение относительно р(r) и подставляя (2.10) в (2.12), получим уравнение распределения давления вокруг скважины:

. (2.13)
Если в (2.8) в  качестве переменных пределов принять не верхние, а нижние пределы, то выражение для р(r) можно записать в другом виде:

. (2.14)
Подставляя в (2.13) или (2.14) Rк вместо переменного радиуса r, получим P(Rк) = Pк ; при r = rс имеем другое граничное условие:
P(rc) = Рс.
Таким образом, граничные условия выполняются. Из (2.13) и (2.14) следует, что функция P(r) является логарифмической, т. е. давление вблизи стенок скважины изменяется сильно, а на удаленном расстоянии - слабо. Это объясняется увеличением скоростей фильтрации при приближении струек тока к стенкам скважины, на что расходуется больший перепад давления.
Рассмотрим случай радиального притока в скважину при произвольно изменяющейся вдоль радиуса гидропроводности.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.