Совершенствование технологии предварительного сброса пластовой воды на установках трубных водоотделителей

 

 Таблица 1 – Анализ работы установок предварительного сброса воды  
за 2005 год по осредненным показателям

УПСВ	до установки				после установки		% сбрас. воды от  добыв.
	Qж, м3/с	Qн, м3/с	Qв, %	Qв, м3/с	Qж, м3/с	Qв, БКНС м3/с
ТВО-36	605	48	92	557	109	496	89
ТВО-29	1820	128	93	1692	314	1506	89
УПС «Туркменево»	1675	134	92	1541	150	1525	99
ТВО-20Д	4380	394	91	3986	793	3587	90
НСП «Япрык» Д	4550	819	82	3731	857	3693	99
УПС «Муст»	380	160	58	220	162	218	99
УПС «Ардат»	2050	554	73	1496	569	1481	99
ТВО-20С	1735	330	81	1405	471	1264	90
НСП «Япрык» С	2600	1404	46	1196	1536	1064	89
ДНС «Давлеканово»	155	64	59	91	70	85	93

 

Во второй главе приводятся результаты исследования работы трубных водоотделителей и качества сбрасываемой воды по содержанию нефти.

Анализ исследований режимов течения  обводненной продукции в промысловых  трубопроводах показал расслоенное  течение водонефтяных смесей и возможность  отвода водной фазы из нижней части  труб. В особенности, это касается трубопроводов диаметрами 1020 мм и более, в которых содержание нефти в образовавшемся водном слое составляет 100…200 мг/л при загрузке трубопровода по жидкости до 30000 м³/сут. Поэтому сооружение трубных водоотделителей с небольшим (около 4°) уклоном позволяет успешно заменять горизонтальные отстойники, выпускаемые промышленностью.

Для разрушения эмульсии продукция  добывающих скважин обрабатывается реагентами-деэмульгаторами, которые  вводятся в нее в системе сбора  или непосредственно перед установкой. Остаточная обводненность нефти после сброса воды в системе сбора колеблется от 5 до объемных 30 %.

Гидравлическая схема ТВО обеспечивает движение предварительно расслоенных  нефти и воды в противоположных  направлениях, что позволяет разделить  аппарат по длине на отдельные отстойные зоны и создать для каждой фазы благоприятные условия межфазного перехода.

Отвод воды из трубных отделителей  устанавливается по производительности кустовых насосных станций системы  поддержания пластового давления (ППД).

Трубный водоотделитель выполняет также функцию буфера, стабилизирующего поток жидкости при неравномерном поступлении газоводонефтяной смеси, связанной с рельефом местности. Принципиальная схема установок путевого сброса воды представлена на рисунке 1. Возможна работа трубного разделителя в двух вариантах: с отводом отделившегося газа в сборный газопровод и с возвратом его в поток нефти, транспортируемой в нефтесборный парк. Для компенсации пульсаций газо-жидкостной смеси (ГЖС) при поступлении в аппарат, вызванных расслоением фаз в рельефных трубопроводах, трубные водоотделители на входе оснащаются успокоительными коллекторами (депульсаторами) и устройствами предварительного отбора газа. Частично обезвоженная нефть из ТВО направляется на дожимную насосную станцию или УКПН. Пластовая вода после отвода из аппарата за счет избыточного давления направляется на БКНС. 

 

 

 

1 – нефтегазопровод; 2 – трубный водоотделитель; 3 – успокоительный коллектор;

4 – вход успокоительного коллектора в трубный водоотделитель;

5, 6 – датчики уровня; 7 – отстойник воды

 

Рисунок 1 – Принципиальная схема  установки путевого сброса воды

 

 

В тех случаях, когда  давление в ТВО не достаточно, вода направляется на приемы погружных центробежных электронасосов, спущенных в шурфы, расположенные в непосредственной близости.

На входе в успокоительный коллектор установлен предохранительный  клапан для предотвращения повышения  давления в ТВО выше допустимого (1,0 МПа). На выходе пластовой воды установлена электрозадвижка, срабатывающая при достижении аварийного уровня пластовой воды в ТВО и исключающая попадание нефти в систему ППД.

Основной объем газа с ТВО отбирается с депульсатора, а остаточный - с колпака на верхнем конце ТВО. Отбор газа с депульсатора позволяет добиться устойчивого режима подготовки воды. На ТВО уровни «вода - нефть» и «нефть - газ» регулируются с помощью датчиков и приборов. В работе выполнен анализ гидродинамических условий движения газоводонефтяной смеси в наклонном аппарате ТВО. Показано, что при неполном сбросе воды, т.е. отводе нефтяной фазы с большим остаточным количеством пластовой воды объем аппарата заполнен в основном водой. Согласно принятым схемам, угол наклона трубы ТВО составляет около 4°. Считается, что установки ТВО могут обеспечить остаточное содержание нефти в воде для угленосных и девонских нефтей не более 50 мг/л. Нефтяная фаза с газом движется по верхней образующей трубы вверх тонким слоем, создавая благоприятные условия всплытия нефтяных капель в маловязком водном слое аппарата.

Основным  требованием к работе ТВО является недопущение попадания нефтяной фазы в систему ППД. Поэтому проектирование ТВО базируется на отводе небольшой части воды в нефтяную линию, а также установке датчика межфазного уровня «нефть - вода», позволяющего перекрывать сброс воды при снижении этого уровня ниже определенной отметки.

Исследованиями установлено  влияние способов эксплуатации скважин  на степень разрушенности водонефтяных эмульсий перед входом в аппарат  ТВО. На ряде установок сброса воды (ТВО-36, ТВО-29,  
УПС «Туркменево», ТВО-20Д, НСП «Япрык», ТВО-20С) перед входом в аппараты были отобраны пробы жидкости для оценки степени разрушенности эмульсий. Для каждой установки сброса воды при этом рассчитывалось отношение объема жидкости, добытой скважинными установками электроцентробежных насосов, к общему объему. Показано, что с ростом этого отношения с 0,20 до 0,75 степень разрушенности эмульсии перед входом в ТВО снижается примерно с 80 до 60 %. Таким образом, применение деэмульгаторов для предварительного разрушения эмульсий необходимо производить преимущественно на фонде скважин, оборудованных УЭЦН, в сравнении с фондом, оборудованным установками скважинных штанговых насосов.

В третьей главе диссертации выполнены исследования по оптимизации технологии сброса попутно добываемой воды. Эффективность работы ТВО, главным образом, зависит от степени подготовленности водонефтяной смеси к расслоению перед входом в аппарат. Основным источником эмульгирования пластовой жидкости до входа в ТВО является насосное оборудование добывающих скважин. В промысловых трубопроводах происходят дестабилизация и расслоение смеси на фазы в силу низкой степени турбулизации потока и ввода в жидкость деэмульгатора.

Для оценки влияния степени  разрушенности эмульсий на входе в аппарат ТВО на  количество сбрасываемой воды были проанализированы пробы жидкостей в различные периоды работы установок сброса воды УПС «Туркменево», ТВО-29, ТВО-20Д, ДНС «Давлеканово» и ТВО-20С. Разные периоды их эксплуатации до вывода на оптимальный режим характеризовались различной степенью разрушенности эмульсий.

На рисунке 2 показана зависимость относительного количества сбрасываемой воды (отношение объемов сбрасываемой и поступившей в аппарат пластовой воды) от степени разрушенности эмульсий на входе в установку сброса воды или ТВО.

Во всех случаях видно, что увеличение степени разрушенности  эмульсий приводит к росту количества сбрасываемой воды на промышленных  установках. Согласно замерам, соотношение объемов сбрасываемой и поступившей в аппарат воды в установках колеблется в пределах 85…99 %, что было достигнуто оптимизацией подачи деэмульгаторов в систему промысловых трубопроводов.

По ряду установок  сброса воды выполнен анализ содержания остаточной воды в отводимой нефти.

Из таблицы 2 видно, что в летние периоды эксплуатации содержание остаточной воды в нефти уменьшается, что связано с повышением температуры процесса. Наименьшее количество остаточной воды приходится на июнь-август месяцы.

По содержанию остаточной нефти в воде температурной зависимости не установлено (таблица 2). Вместе с тем, содержание нефти в сбрасываемой воде существенно зависит от загрузки аппарата по жидкости. На рисунке 3 показана зависимость содержания нефти в воде (мг/л) от загрузки аппаратов (м³/сут) по водонефтяной смеси. Видно, что с ростом загрузки водоотделителя содержание нефти в воде резко возрастает.

Содержание механических примесей в сбрасываемой воде количественно  мало отличается от содержания нефти. Это свидетельствует о том, что  механические примеси сосредоточены, в основном, на поверхности нефтяных капель в силу избирательной смачиваемости частиц механических примесей водой и нефтью.

Одним из основных параметров оптимизации ТВО является объем  аппарата. С целью оценки влияния  времени пребывания добываемой жидкости в аппарате ТВО на содержание нефти в сбрасываемой воде были проанализированы по семи установкам данные о содержании нефти в воде, об объемах аппаратов и их загрузке по жидкости.

 

 

 

 - УПС «Туркменево»; - ТВО-29; - ТВО-20 Д;

  - ТВО-20 С; - ДНС «Давлеканово»

 

Рисунок 2 – Связь между количеством  сбрасываемой воды В_отн

  и степенью разрушенности эмульсии С_р на входе в установки

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2 – Результаты анализов нефти с ТВО и УПС Туймазинского УДНГ на содержание остаточной воды (%) за 2005 г.

№№ п/п	Место отбора	Время отбора
		январь	февр.	март	апр.	май	июнь	июль	август	сент.	октяб.	нояб.
1	ТВО-20(Д)	9,0	7,3	7,8	9,8	6,0	4,0	5,5	5,6	5,6	5,5	4,4
2	ТВО-20(С)	9,0	1,4	1,5	7,2	3,9	3,0	1,5	1,5	1,5	1,7	5,4
3	ТВО-29	9,0	9,5	9,3	9,2	10,0	5,0	6,0	6,0	4,0	4,0	5,8
4	ТВО-36	9,0	9,3	9,1	1,	9,0	6,3	6,0	7,0	8,0	8,0	9,0
5	УПС-Ард.	1,8	3,8	1,5	1,7	1,8	1,7	1,6	1,7	1,7	1,9	2,0
6	УПС-Мус.	4,6	2,9	2,0	5,0	3,0	3,6	3,0	4,0	3,0	3,0	3,0
7	УПС-2	1,6	1,5	1,6	1,8	2,9	1,9	2,3	1,8	1,6	1,6	1,3
8	ДНС-4	2,7	2,1	2,1	0,9	0,9	3,9	1,0	0,7	0,9	1,6	1,2