ПРИЧИНЫ ОБРАЗОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Атоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник»

Одной из важнейших функций промысловой системы сбора сква-инной продукции нефтяных месторождений является контроль дебитов добывающих. В настоящее время в промысловом обустройстве используются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник. Стандартный ряд оборудования для измерения дебита скважин в базовой модификации включает следующие установки: СпутникАМ 40-8-400, СпутникАМ 40-10-400, СпутникАМ40-14- 400, Спутник Б 40-14-400, Установка типа Спутник состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. В технологическом блоке размещаются:

-емкость сепарационная со счетчиком жидкости ТОР,

-блок гидропривода переключателя скважин,

-переключатель скважин,

-запорная арматура.

Ваппаратурном блоке устанавливаются: - блок управления и индикации, - блок питания.

Входные патрубки для подключения скважин расположены симметрично по обе стороны. Продукция всех подключенных к Спутнику скважин поступает в переключатель скважин многоходовой (ПСМ), из которого продукция одной из них направляется на замер через сепарационную емкость, а продукция остальных направляется дальше в общий трубопровод, рис. 8.1.

Всепарационной емкости происходит накопление жидкости и ее сепарация от нефтяного газа. Отделившийся нефтяной газ также направляется в общий трубопровод. Поплавок в накопитель-вой емкости через систему рычагов при достижении в нем верхнего предельного уровня жидкости перекрывает заслонку на газовой линии. Давление в сепарационной емкости повышается. При достижении перепада давления между сепаратором и выходным трубопроводом в пределах 0,08— 0,12 МПа клапан регулятора расхода открывается и накопившаяся в емкости жидкость через счетчик расхода ТОР выдавливается в общий трубопровод. При снижении перепада давления до 0,02—0,03 МПа клапан регулятора расхода перекрывается, поплавок через систему рычагов при достижении в нем нижнего предельного уровня жидкости открывает заслонку на газовой линии и цикл накопления жидкости в нефтегазовом сепараторе повторяется. В случае, когда заслонка на газовой линии закрыта, клапан регулятора расхода открыт, а уровень жидкости в сепараторе остается высоким, жидкость под действием перепада давления внутри сепаратора пропускается через счетчик расхода. Продолжительность протекания жидкости через счетчик зависит от дебита скважины по жидкости и нефтяному газу. При понижении уровня жидкости в накопительной емкости сепаратора ниже половины диаметра накопительной емкости заслонка на газовой линии начинает открываться и пропускать накопившийся газ в общий коллектор. Вследствие понижения давления в сепараторе клапан регулятора расхода закрывается и вновь происходит накопление жидкости.

Устройство регулирования расхода жидкости в замерном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик ТОР с постоянной скоростью, что позволяет осуществлять измерение в широком диапазоне дебитов скважин с относительно малой погрешностью. Время измерения устанавливается в зависимости от дебита скважин, способа добычи, состояния разработки месторождения и т.п. В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР.

Модификация Спутников со счетчиком СКЖ завершает серию автоматизированных групповых замерных установок типа Спутник.

Спутники со счетчиком СКЖ автоматически переключают скважины на замер; обеспечивают индикацию массы жидкости, добываемой отдельной скважиной; выдают сигнал «Авария» в систему телемеханики при аварийном состоянии; выдают информацию в систему телемеханики о работе скважин;

управляют переключением скважин на замер по местной программе и через систему телемеханики. Отличительными особенностями Спутников со счетчиками СКЖ являются:

• работа без сепарационной емкости,

• сокращенная металлоемкость,

• экономичность и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

" удобство в обслуживании.

Условные обозначения:

1 — переключатель скважин многоходовой (ПСМ); 2 — обогреватель электрический; 3 — привод гидравлический ГП-1М; 4 — клапан предохранительный; 5 — сепаратор замерной (накопительная емкость); 6 — регулятор расхода; 7 — счетчик жидкости турбинный ТОР 1-50; 8 — заслонка; 9 — линия байпасная; 10 — манометр электроконтактный; 11 — вентилятор; 12 — коллектор общий; 14

— газовый счетчик (по заказу потребителя) 15 — бак для реагента; 16 — насос дозатор; 17 — клапан обратный; 18 - задвижка Ду80 (на ПСМ); 19 - задвижка Ду50 (на байпас); 20, 28, 29, 30 - задвижки Ду50; 21 - задвижка Ду50; 22 - задвижка Ду80; 23, 24 - задвижки Ду100 или 150; 25 - задвижка ЗКС Ду15; 26 - задвижка ЗКС 25; 27 - манометры показывающие типа МТП; 32 - обогреватель электрический (по заказу потребителя).

Толстая линия — линия потока нефти. Пунктирная линия - линия потока нефтяного газа

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Резервуарные парки

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для УПН следует предусматривать запасы сырья (продукция скважин, продукция, поступающая от ДНС или УПСВ) и товарной нефти:

а) для сырья - суточный объем, поступающий на УПН; б) для товарной нефти - объем суточной производительности УПН по товарной нефти при трубопроводном транспорте;

в) при использовании резервуарного парка одновременно для нужд ЦПС и головных сооружений магистрального транспорта суммарный объем резервуарных емкостей (тина РВС) и их количество должны определяться с учетом совмещенного графика их работы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Принципиальная схема УПН на промыслах

6 — вторая ступень разгазирования нефти; 7 — ступень глубокого обезвоживания сырой нефти; 8 — ступень обессоливания; 9 - стабилизация нефти.

Установка подготовки нефти представляет собой последовательный комплекс технологических процессов:

-полного разгазирования нефти;

-её «глубокого» обезвоживания 7 до нормы группы качества по ГОСТ Р

51858-2002,

-обессоливания товарной нефти 8 до требуемой нормы группы качества по ГОСТ Р 51858-2002,

-стабилизации товарной нефти 9, то есть снижения её давления насыщенного пара (ДНП) ниже 66,7 кПа при 37,8 °С.

Отметим, что разгазирование нефти в сепараторе о представляет собой

вторую ступень сепарации нефтяного газа, который, как правило,

используется на собственные нужды или после компримирования* направляется в газопровод с давлением первой ступени сепарации нефтяного газа для подачи стороннему потребителю. Глубокое обезвоживание нефти позволяет получить товарную нефть с планируемой остаточной обводнённостью в соответствии с требованиями технических условий ГОСТ Р 51858-2002. Ступень обессоливания нефти 8 необходима в случае большой концентрации ионов хлора в остаточной воде товарной нефти, то есть ступень обессоливания позволяет уменьшить концентрацию ионов хлора в остаточной капельной воде в составе товарной нефти. Ступень стабилизации товарной нефти 9 обеспечивает давление ее насыщенных паров до 66,7 кПа при температуре 37,8 °С. Как правило, нефтяной газ низкого давления, образующийся на этой ступени, сжигается на факеле.

Установки подготовки нефти, как правило, должны располагаться на ЦПС.

Технологический комплекс сооружений по подготовке нефти должен, как правило, обеспечивать:

а) глубокое обезвоживание нефти; б) обессоливание;

в) снижение упругости паров товарной нефти; г) прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную подготовку;

д) повторное использование реагента и тепла дренажных вод путем возврата их в начало процесса.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Технологическая схема процесса подготовки нефти должна обеспечивать: а) полную герметизацию процесса подготовки нефти; б) требуемое качество товарной нефти; в) гибкость и маневренность работы установки;

г) возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов при ремонтах и аварийных остановках; д) использование тепла продукции скважин;

е) возможность использования оборудования в блочно-комплектном исполнении.

При проектировании УПН должны рассматриваться следующие основные технологические варианты:

а) подготовка нефти в газонасыщенном состоянии при транспортировке через все сооружения УПН за счет энергии пласта, насосов механизированной добычи нефти или дожимных насосных б) подготовка разгазированной нефти при транспортировке ее сырьевыми насосами через все сооружения установки подготовки нефти.

Рис. 6.3. Современная принципиальная технологическая схема ступени обессоливания сырой нефти: 1 - смеситель, 2 - коалесцер-диспергатор, 3 - электродегидратор; I - сырая нефть на обессоливание, II - горячая промывная вода для обессоливания III -обессоленная нефть, ГУ - дренажная вода

Сущность процесса обессоливания промысловой нефти заключается в снижении концентрации хлористых солей в капельной попутной пластовой воде , которая осталась в промысловой нефти после ее предварительного и глубокого обезвоживания. Снижение концентрации хлористых солей в капельной пластовой воде, представляющей собой дисперсную фазу в обратной водонефтяной эмульсии (промысловой нефти), возможно только в

результате коалесиенши их с каплями промывной воды, в качестве которой,

какправило, используется пресная вода.

Принципиально важным элементом такой технологической схемы обессоливания промысловой нефти является наличие в ней коалесце-ра- диспергатора 2.

Именно в коалесцере-диспергаторе 2 обеспечивается многократная коалесценция и дробление «львиной» доли капель, приводящие к практическому выравниванию концентрации солей в капельной воде в водонефтяной эмульсии после смесителя 1.

Использование коалесцера-диспергатора 2, увеличивая время задержки эмульсии на пути от смесителя 1 до электродегидратора 3 в сочетании с

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

многократными актами коалесценции и диспергирования в турбулентном потоке, позволяет существенно повысить эффективность использования промывной воды на каждой ступени обессоливания.

Сущность процесса стабилизации нефти заключается в том, чтобы уменьшить остаточное содержание растворенных в ней наиболее летучих компонентов пластовой нефти, в частности:

>остатков отдельных компонентов пластового газа в нефти: - диоксида углерода, - метана, этана, пропана;

- изобутана, нормального бутана и др., а также и

>наиболее летучих компонентов нефти (изопентана, нормального пентана и др.)

Принципиально возможными технологическими решениями стаби-

>вакуумирование нефти в сочетании с ее нагревом (или без) на концевой ступени сепарации (наиболее широко применяемая технология на промыслах), а использование компрессорных установок для улавливания нефтяного газа позволяет его использовать в дальнейшем, включая отбензинивание уловленного нефтяного газа;

>извлечение из нефти легких углеводородов с использованием ректификационных колонн (схемы с одной, рис. 7.3 и двумя колоннами наиболее широко применяются на нефтеперерабатывающих заводах для снижения потерь нефти от «больших и малых дыханий» резервуаров, в которых хранится поступающая на заводы промысловая нефть);

>использование вертикальных противоточных сепараторов специальной конструкции для обеспечения дегазации нефти в колонном аппарате за счет массообменных процессов нефти с газом «отдувки На рис. 7.3 представлена типовая схема стабилизации нефти с ис-

пользованием ректификационной колонны. Нефть из нефтегазового сепаратора 1 направляется в ректификационную колонну 2 , где за счет тепловой энергии внизу колонны от нагревателя 4 из нефти испаряются легкие углеводороды вместе с оставшимся в ней нефтяным газом. Пары нефти конденсируются в конденсаторе 5, а затем в сепараторе 3 разделяются на несконденсировавшийся газ III и сжиженный газ IV, состоящий в основном из углеводородов С3 — С5 с примесью гексанов.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 7.3. Принципиальная схема одноступенчатой стабилизации нефти с небольшим остаточным содержанием растворенных газов (до 1,5% масс):

1 — нефтегазовый сепаратор, 2 — ректификационная колонна, 3 газосепаратор, 4 — нагреватель, 5 — конденсатор, 6 — компрессор. Потоки: I — нестабильная нефть, II и III - нефтяной газ, IV - сжиженный газ, V — стабильная нефть, VI -водный конденсат

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Обессоливание

Сущность процесса обессоливания промысловой нефти заключается в снижении концентрации хлористых солей в капельной попутной пластовой воде, которая осталась в промысловой нефти после ее предварительного и глубокого обезвоживания. Снижение концентрации хлористых солей в капельной пластовой воде, представляющей собой дисперсную фазу в обратной водонефтяной эмульсии (промысловой нефти), возможно только в

результате коалесценции их с каплями промывной воды, в качестве которой, как правило, используется пресная вода.

Тангенциальный смеситель представляет собой коаксиально монтируемое в нефтепроводе устройство с тангенциальном вводом воды в смесительную камеру. Смесительное устройство снабжено двумя конфузорами на входе 3 и выходе 6.

Наиболее распространенным смесительным устройством является смесительный клапан, позволяющий регулировать не только интенсивность перемешивания промывной воды с сырой нефтью, но и изменять дисперсность капельной промывной воды.

Принципиально важным элементом такой технологической схемы обессоливания промысловой нефти является наличие в ней коалесце-ра- диспергатора 2. Именно в коалесцере-диспергаторе 2 обеспечивается многократная коалесценция и дробление «львиной» доли капель, приводящие к практическому выравниванию концентрации солей в капельной воде в водонефтяной эмульсии после смесителя 1.

Рис. 6.3. Современная принципиальная технологическая схема ступени обес-соливания сырой нефти:

1 - смеситель, 2 - коалесцер-диспергатор, 3 - электродегидратор; I - сырая нефть на обессоливание, II - горячая промывная вода для обессоливания III -обессоленная нефть, ГУ - дренажная вода.

Использование коалесцера-диспергатора 2 (рис. 6.3), увеличивая время задержки эмульсии на пути от смесителя 1 до электродегидратора 3 в сочетании с многократными актами коалесценции и диспергирования в турбулентном потоке, позволяет существенно повысить эффективность использования промывной воды на каждой ступени обессоливания. Увеличивая содержание капельной воды на выходе смесителя 1 за счет дополнительной подачи на его вход не полностью прореагировавшей