Техника и технология предварительного сброса пластовой воды

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Для повышения производительности объектов подготовки нефти широко применяется предварительный сброс пластовой воды. Однако на многих месторождениях предварительный сброс применяется в больших масштабах, как отдельная операция, а поэтому целесообразно детально рассмотреть вопрос о выборе наиболее эффективной технологии и применяемой для этих целей аппаратуры.В зависимости от степени обводненности нефти и ряда факторов, обусловливающих возможность этого процесса, различают следующие варианты предварительного сброса пластовых вод:

- без использования реагентов  на скважинах и групповых установках  и без применения дренажных  вод;

- с использованием реагентов  для разрушения эмульсии в  трубопроводах за счет гидродинамических  эффектов;

- с применением дренажных  вод и нагревателей;

- комбинированные методы. В зависимости от места осуществления  в технологической цепи сбора  и подготовки нефти, этих операций  различают предварительный сброс  воды на дожимных насосных  станциях (путевой сбор) и предварительный  сброс воды непосредственно перед  установками подготовки нефти.

 

1. Технологическая  часть

В основу технологии УПСВ положены технические решения, разработанные СибНИИНП для организации предварительного сброса воды в системах сбора на месторождениях Западной Сибири в газонасыщенном состоянии при естественной температуре поступающего сырья. По представленной информации естественная температура поступающего на УПСВ сырья в течение года изменяется от +24 до+27°С. Такая температура с использованием де-эмульгатора достаточна для предварительного разделения эмульсии, образуемой нефтью. Учитывая что с ростом обводненности температура поступающего на УПСВ сырья будет расти, применение в составе УПСВ нагревателей нецелесообразно. Это повышает безопасность и надежность УПСВ, упрощает обслуживание, снижает затраты. Кроме того, снимается проблема солеотложений, возникающая при нагревании высокообводненных эмульсий.

Эффективность работы установок УПСВ во многом зависит от свойств поступающей водонефтяной смеси, главным образом, от ее устойчивости.

Осуществление предварительного сброса воды возможно производить на ДНС и ЦПС.

Обработка нефти на ЦПС зачастую осуществляется после полного разгазирования, имеет ряд преимуществ.

 

1.1 Варианты осуществления  процесса сброса воды

Существуют два различных варианта осуществления процесса сброса воды на ДНС в газонасыщенном состоянии:

-первый вариант, когда  разделение газовой, нефтяной и  водной фаз производится в  одном аппарате (трехфазном сепараторе). Данный вариант применяется в том случае, если не предъявляются повышенные требования к качеству выходящих с установки воды, нефти и газа, а также при небольшой (до 10 тыс. м2/сут.) производительности УПСВ;

-во втором варианте  разделение фаз осуществляется  последовательно в разных аппаратах. Сначала в нефтегазовом сепараторе  от жидкости отделяется свободный  газ, затем жидкость направляется  в аппарат – водоотделитель (отстойник), где происходит ее разделение  на нефтяную и водную фазы. Данный вариант позволяет обеспечить  получение нефти, содержащей до 5% воды, и воды, содержание нефтепродуктов  в которой составляет 20-50 мг/л, при  производительности УПСВ 10 тыс. м2/сут. и выше.

Рис. (1)

Схема УПСВ.

Потоки:I – пластовая нефть; II – деэмульгатор; III – попутный нефтяной газ; IV – нефть после первой ступени сепарации; V – пластовая вода;  VI – уловленная нефть из отстойника воды; VII – механические примеси, шлам; VIII – очищенная от механических примесей и нефти пластовая вода; IX – нефть на ЦППН; X – газ на факел; XI – вода на кустовую насосную станцию;

Оборудование: 1 – сепаратор первой ступени сепарации; 2 – компенсатор-депульсатор; 3 –газосепаратор; 4 – трубчая печь; 5 – сепаратор; 6 – отстойник для обезвоживания нефти; 7 – буферная ёмкость; 8 – отстойник пластовой воды; 9 – дегазатор; 10, 11 – насосы; 12 – узел учёта попутного нефтяного газа; 13 – узел учёта нефти; 14 – узел учёта пластовой воды

В качестве водоотделителя (отстойника) предлагается использовать аппараты УПСВ объемом 200 м2, конструкция которых предусматривает разделение жидкостей за счет разностей плотностей и интенсификации процесса при использовании коалесцирующих элементов, выполненных в виде пакетов и пластин из нержавеющей стали.

Уровень раздела фаз «нефть-вода» в УПСВ поддерживается на необходимой высоте при помощи регулятора уровня и клапана, установленного на линии выхода воды из аппарата.

Давление в УПСВ поддерживается при помощи клапана, установленного на линии вывода нефти.

Обезвоженная нефть из отстойников водоотделителей (УПСВ) подается на насосы внешней откачки или в имеющиеся резервуары.

С целью повышения эффективности работы УПСВ предлагается применение специальной технологии дозирования деэмульгаторов, предусматривающей обработку сырой нефти, содержание воды в которой превышает 60 %, т. е. являющейся, по сути, эмульсией типа «нефть в воде».

Сущность технологии дозирования деэмульгаторов в высоко обводненную нефть, представляющей собой эмульсию типа «нефть в воде», состоит в следующем:

– после выкида насоса внешней откачки ДНС до узла учета отбирается часть нефти, которая по самостоятельному трубопроводу возвращается в поток газожидкостной смеси перед УПОГ;

– в этот трубопровод при помощи дозирующего насоса блока реагентного хозяйства (БРХ) подается реагент- деэмульгатор в товарной форме;

– далее при совместном движении с возвращаемой нефтью деэмульгатор растворяется в ней и уже в виде раствора попадает в сырье.

Такой способ введения деэмульгатора в высоко обводненную нефть по сравнению с подачей его в товарной форме, т.е. в концентрированном виде, позволяет избежать прямого попадания деэмульгатора в водную фазу, когда он не доходит до эмульсии, а сбрасывается с водой из отстойника, не выполняя своих функций, что приводит к перерасходу реагента и ухудшению качества нефти и воды.

Прежде всего, диаметр трубопровода, по которому транспортируется нефтереагентная смесь от БРХ к точке подачи перед УПОГ, должен быть выбран таким, чтобы скорость движения жидкости в нем была боле1,5 м/сек., а концентрация получаемого при этом раствора реагента 0,2–0,5%.

Преимущество вышеуказанной технологии дозирования деэмульгатора заключаются в том, что подача в виде разбавленного раствора по сравнению с вводом в концентрированном виде позволяет обеспечивать быстрое распределение его в объеме эмульсии и срабатывание.

Попутно добываемая вода, отделяющаяся на УПСВ, кроме растворенных солей содержит растворенный газ в количестве около 90 л/м2. Состоит этот газ преимущественно из углеводородных компонентов (метана). Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений» такая вода не может подаваться на насосы БКНС без предварительного разгазирования.

Для этих целей на БКНС необходима установка «буфер дегазатора».

 

1.2 Преимущества  технологической схемы УПСВ.

Предлагаемая технологическая схема УПСВ имеет следующие преимущества: использование существующего технологического и вспомогательного оборудования позволяет снизить затраты на оборудование и строительство; осуществление процесса при естественной температуре поступающего сырья без использования в технологии нагревателей повышает безопасность и надежность установки УПСВ, упрощает ее обслуживание, снижает стоимость, уменьшает проблемы солеотложения; разделение нефти и воды в газонасыщенном состоянии при давлении первой ступени сепарации за счет присутствия в нефти растворенного газа снижает ее плотность и вязкость, позволяет повысить скорость расслоения фаз, качество получаемых нефти и воды; организация разделения газожидкостной смеси поэтапно (вначале отделяется газ в сепараторах первой ступени или на УПОГ, затем в отстойниках разделяются нефть ивода) позволяет получить на каждом этапе более полное и качественное разделение фаз – газа, нефти и воды; применение специальной технологии дозирования деэмульгатора на вход в установку УПСВ в виде раствора реагента в нефти обеспечивает быстрое и наиболее полное использование реагента, исключает непосредственное его попадание в водную фазу, где деэмульгатор не может проявлять свою деэмульгирующую активность. Это особенно важно в данном случае при обработке высоко обводненных нефтей, когда необходимо разделить эмульсию с содержанием воды 60% и более, т. е. эмульсию типа «нефть в воде»; отсутствие в технологической схеме УПСВ насосов и участков с большими перепадами давления исключает передиспергирование обрабатываемой эмульсии, обеспечивая таким образом быстрое и полное разделение фаз; применение в отстойниках специальных секций коалесценции частиц дисперсной фазы, выполненных в виде пакетов пластин из нержавеющей стали, такжеспособствует повышению качества разделения нефти и воды; система контроля и управления УПСВ обеспечивает автоматический контроль иподдержание заданного режима работы оборудования, предупредительную иаварийную сигнализацию, противоаварийную защиту установки, автоматическоеведение журнала событий.

 

2. Техническая часть

Путевой сброс на дожимных насосных станциях (ДНС) осуществляется при таких мере централизации установок подготовки нефти и удаления их от скважин, при которых под давлением в скважинах не обеспечивается транспортирование всей жидкости до узлов подготовки и имеется возможность утилизации пластовой воды в районе ДНС.

Установки предварительного сброса воды УПСВ применяются на нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях, в установках подготовки нефти и предназначены для: дегазации легких, средних и тяжелых нефтяных эмульсий выведения, сбора и очистки попутного нефтяного газа сброса пластовой воды в систему поддержания пластового давления

 

2.1.Конструкция установки УПСВ

 
Установки предварительного сброса воды УПСВ изготавливаются в виде горизонтальных цилиндрических емкостей с эллиптическими днищами. Сама установка - это нефтегазовый сепаратор с функцией сброса воды. В корпусе расположены люки и штуцеры для установки технологического оборудования и контрольно-измерительных приборов. Внутри корпуса могут быть установлены внутренние теплообменные устройства для нагрева нефтяной эмульсии при необходимости. 
В комплект поставки также может входить шкаф с размещенными внутри приборами КИПиА и системой автоматики. Внутри корпус поделен на отсеки, в которых поэтапно происходит весь технологический процесс.

рис. (2) 

Трехфазный газосепаратор.

Нефтяная эмульсия или газ под давлением попадает в установку УПСВ через устройство ввода. Далее рабочий продукт проходит через успокоительную перегородку. В секции коалесценции осуществляется задержка капельной влаги из нефти и газа, ее сбор и отведение. Если производится подготовка попутного нефтяного газа, он окончательно очищается и обезвоживается в струйном каплеотбойнике. При подготовке нефти эмульсия после секции коалесценции попадает в секцию сбора нефти, откуда выводится окончательно.

При эксплуатации с пластовой водой, последняя поступает в нижнюю часть сепаратора, где происходит отделение капель нефти и газа. Когда уровень очищенной пластовой воды достигает высоту отсека сбора нефти, выводится из емкости через штуцер выхода воды. По требованию Заказчика установки УПСВ могут комплектоваться депульсатором, который устанавливается на входе в емкость. Депульсатор позволяет не проводить основной объем выделившегося газа через сепарационную емкость, а также разделять потоки нефтяной эмульсии и сбросной воды на входе в зависимости от плотности жидкости. Также установка УПСВ может поставляться в комплекте с устройством дозирования деэмульгаторов, которое позволяет проводить расслоение нефтяной эмульсии с содержанием воды более 60%. Для откачки воды и нефти из сепарационной установки применяются насосы откачки, не входящие в типовой комплект поставки.

 

Установки предварительного сброса воды предназначены для дегазации нефти, отбора и очистки попутного газа, сброса пластовой воды под избыточным давлением. Конструкция установок выполнена на базе отработанной конструкции нефтегазовых сепараторов со сбросом воды. Установки представляют собой горизонтальные аппараты, снабженные технологическими штуцерами и штуцерами для КИПиА. Внутри аппарата расположены: устройство ввода, успокоительная перегородка, секция коалесценции, струнный каплеотбойник для очистки газа и секция сбора нефти.

Для улучшения разделения нефтегазовой смеси на входе, устанавливается депульсатор, обеспечивающий отвод, минуя аппарат, основного количества выделившегося газа, а также послойный ввод водонефтяной эмульсии и сбросной воды раздельными потоками в соответствии с их плотностью в среднюю и нижнюю отстойные зоны аппарата.

 

2.2 Работа УПСВ

Газ из депульсатора подается в аппарат через штуцер ввода газа, проходит успокоительную перегородку, секцию, где происходит дополнительное отделение капельной жидкости. Окончательная очистка газа производится струнным каплеотбойником. Вода с незначительным содержанием нефти подается из депульсатора в нижнюю часть аппарата через штуцер входа воды. В нижней части аппарата вода окончательно отделяется от нефти, накапливается до перегородки секции сбора нефти и отводится через штуцер выхода воды. Нефть с незначительным содержанием газа и воды подается в вводное устройство, где плавно распределяется по верхнему уровню жидкой фазы, не перемешивая поток с водой, проходит через успокоительную перегородку, секцию коалесценции, где происходит окончательное отделение остатков газа и воды, поступает в секцию сбора нефти и оттуда выводится из аппарата.

Установка предварительного сброса воды располагается в интервале от куста скважин до ЦПС и позволяет увеличить пропускную способность уже существующей системы нефтесбора. Таким образом, задача разделения трѐх фаз неизбежно возникает в процессе разработки месторождения. Данную операцию можно осуществить последовательно в двух сепараторах(нефть/газ и нефть/вода) или же использовать один трѐхфазный сепаратор. Оба варианта нашли своѐ применение в технологических схемах, каждый из которых имеет свои положительные и отрицательные черты.

 

2.3 Теоретические основы технологии и конструкции аппаратов  

 

Сепарацией газа от нефти называют процесс отделения от жидкой фазы(нефти) газообразной фазы. Сепарация происходит при снижении давления и повышения температуры, а также вследствие молекулярной диффузии углеводородных и других компонентов, содержащихся в нефти, в пространство с их меньшей концентрацией, находящееся над нефтью.