Разработка нефтедобывающей отрасли

 

 

Введение.

 

С развитием нефтедобывающей отрасли  промышленности шло непрерывное  совершенствование систем сбора  продукции нефтегазодобывающих  скважин на промыслах. Возникло и  внедрилось в производство множество  систем сбора, таких как: открытая самотечная, Бароняна – Везирова, Грозненская напорная, Гипровостокнефть, унифицированная схема Гипровостокнефти. Все они в различных интерпретациях сообразны с условиями нефтепромыслов, работали и во многих местах продолжают работать [2].

В условиях нефтепромыслов Татарстана системы сбора и подготовки продукции скважин нашли свою специфическую форму развития во многом благодаря блестящим работам профессора В. П. Тронова и его учеников [1] в виде совмещённых технологических схем.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Технологическая часть.
1. Сбор и подготовка скважинной продукции.

1.1 Совмещённые технологические  схемы.

 

Наиболее эффективна и получает всё более широкое применение технология, разработанная институтом ТатНИПИнефть и объединением Татнефть и получившая название «совмещённой». Обладая достоинством всех известных способов подготовки нефти, последняя отличается от каждого из них в отдельности и вместе взятых рядом особенностей, которые в конечном итоге и обеспечили ей неоспоримые преимущества [1]:

- дифференцирование процесса подготовки на отдельные операции и осуществление каждой из них при наиболее благоприятном гидродинамическом режиме;

- выбор на основе критериев  технологической совместимости  операций, совместимых друг с  другом при сборе, транспортировании,  деэмульсации нефти, сепарации газа и очистке сточных вод и их одновременное осуществление в одном и том же технологическом оборудовании, применяемом на любой стадии разработки нефтяных месторождений;

- осуществление обезвоживания  и обессоливания нефти в режиме, обеспечивающем эффективную сепарацию газа, и получение непосредственно на технологических аппаратах подготовки нефти сточной воды, удовлетворяющей существующие требования;

- включение подготовки нефти  в комплекс промысловых процессов  в качестве одной из последовательно  осуществляемых операций, не выделяя её в автономный процесс, связанный со строительством и эксплуатацией сложных дорогостоящих установок.

К первой группе технологически совместимых  по времени и режиму процессов  при движении эмульсии по трубопроводам  промысловых систем сбора и другим коммуникациям относятся:

- введение деэмульгатора для  нейтрализации вредной работы  трубопроводов по формированию  стойких эмульсий;

• снижение вязкости транспортируемой системы;
• разгазирование нефти с последующей сепарацией газа на конечных участках трубопроводов увеличенного диаметра;

- добавление ингибитора в поток  для предотвращения коррозии  оборудования, удаление или предотвращение  отложений парафина;

- разрушение бронирующих оболочек  на каплях пластовой воды в  результате последовательно протекающих в присутствии ПАВ процессов дробления и слияния капель;

• укрупнение капель пластовой воды;
• расслоение потока на нефть и воду как при ламинарном, так и при турбулентном режиме (при определённых параметрах);
• очистка дренажных вод от нефти при их совмещённом движении с эмульсией по трубопроводам в турбулентном режиме надкритической зоны перед объектами предварительного или глубокого сброса воды.

Вторая группа технологически совместимых  операций связана с разгазированием  нефти в аппаратах ступеней сепарации и их коммуникациях при перекачке газа:

- разрушение бронирующих оболочек  на глобулах пластовой воды  при дроблении в процессе интенсивного  разгазирования и осуществление  массообменных процессов по распределению  ПАВ в каплях;

- вытеснение глобул пластовой воды в слой дренажной воды под действием энергии расширяющего газа в процессе сепарации в водой среде или в присутствии большого количества крупных капель эмульгированной воды («пенная» деэмульсация);

- отбор газа от частично обезвоженной нефти и сброс выделившейся воды;

- перекачка газа компрессоро  - насосами и поглощение его  тяжёлых фракций нефтью, применяемой  для охлаждения.

Третья группа технологически совместимых  процессов связана с операциями нагрева и транспортирования  эмульсии по коммуникациям объектов подготовки нефти:

- разрушение бронирующих оболочек  на глобулах пластовой воды  под действием тепла, ПАВ, турбулентных  пульсаций, неравномерных скоростных  напоров по сечению трубопровода;

- сближение капель под воздействием  турбулентных пульсаций потока и предварительная (перед отстоем) их коалесценция;

- расслоение потока на нефть  и воду (при благоприятном гидродинамическом  режиме).

Четвёртая группа процессов позволяет  совмещать операции по получению  сточных вод требуемого качества с деэмульсацией нефти и предусматривает:

- предварительный нагрев эмульсии  за счёт тепла дренажных вод,  разрушение бронирующих оболочек  и коалесценцию капель, дополнительную  сепарацию газа при возврате  дренажных вод в сырьевую линию;

- взаимную очистку воды от нефти и нефти от воды в результате массообменных процессов в турбулентном потоке;

- разрушение эмульсии в гидрофильном  фильтре (водном слое) и улучшение  качества воды за счёт эффектов  жидкостной флотации;

- тонкую очистку воды в слое  нефти (гидрофобном фильтре).

В пятую группу входят процессы по улучшению качества нефти за счёт гидродинамических факторов и эффектов последствия ПАВ, возникающих при  перекачке нефти, подвергавшейся деэмульсации, в интервалах установка – товарный парк, промысловый товарный парк – головные сооружения, головные сооружения – нефтеперерабатывающий завод:

- осуществление массообменных  процессов – доведение деэмульгаторов  до наиболее тонкодисперсной  части эмульсии и разрушение  бронирующих оболочек на глобулах  пластовой воды;

- последующее сближение и укрупнение  капель;

- переход капель воды (при соответствующем  режиме движения) в свободное  состояние;

- введение пресной воды и,  возможно, деэмульгатора для удаления  солей из нефти.

Совмещение этих процессов позволяет улучшать качество нефти – в ряде случаев достигать глубокого обессоливания.

Шестая группа технологически совмещённых  процессов связана с осуществлением товарно-транспортных операций, включающих заполнение и опорожнение резервуаров  различного назначения:

- осаждение воды и механических  примесей на дно резервуаров;

- сброс выделившегося балласта  и дополнительное улучшение качества  нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Поинтервальное совмещение технологических операций

 

В наиболее общем виде варианты совмещённых  технологических схем сбора и подготовки нефти представлены на рис. 1, 2.

О совмещаемых операциях в различных  интервалах технологической схемы  сбора, транспорта, сепарации газа, подготовки нефти и воды можно  судить по данным на рис. 3.

Интервал скважины – УПС. Осуществление массообменных процессов, коалесценция глобул пластовой воды, расслоение продукции скважин, сброс выделившейся воды, коалесценция пузырьков попутного газа. При этом         используется оборудование 1-2-3-4-5.

Рис.1. Принципиальные схемы совмещённой технологии сброса, сепарации, обезвоживания нефти и очистки пластовых вод.

а – с применением  блочного оборудования установки подготовки нефти без промежуточных насосов; б – с использованием сырьевых резервуаров для предварительного сброса пластовых вод и оборудования обезвоживающей установки; в – в трубопроводах и резервуарах промысловой системы сбора без использования оборудования установки подготовки нефти; г – то же, что и «в» с путевым подогревом.

1 – скважины; 2 – групповые  установки; 3 – дозатор реагента; 4 – трубопровод, используемый для разрушения эмульсии; 5 – концевой делитель фаз; 6 – сепаратор – газоочиститель; 7, 11 – каплеобразователи; 8 – узел газосбора; 9 – трёхфазный сепаратор; 10 – нагреватель; 12 – отстойник; 13 – концевая ступень сепарации; 14 – узел измерения объёма продукции; 15 – отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром; 16 – ёмкость; 17, 20 – насосы; 18 – очищенная вода; 19 – обезвоженная нефть; 21 – сброс воды; 22 – на УЛФ.

 

 

Рис.2. Принципиальные совмещённые  технологические схемы обессоливания нефти в интервалах.

а – установка –  товарный парк; б – промысловый  товарный парк – головные сооружения; в – установка – товарный парк; товарный парк – головные сооружения; головные сооружения – головные сооружения; головные сооружения – НПЗ (методом компаундирования).

I – без использования  воды и реагента; II, III – подачей  пресной воды или реагента; IV –  с использованием воды и реагента.

1 – сырая нефть; 2 –  обезвоживающая установка; 3, 8 –  насосы; 4,7 – сброс воды; 5, 13, 16 –  трубопроводы, используемые для обессоливания; 6, 14, 17 – резервуары; 9  - обессоленная нефть; 10 – дозатор реагента; 11 – насос пресной воды; 12 – обезвоженная нефть; 15 – смеситель; 18 – на УЛФ (установки улавливания паров и лёгких фракций нефти).

Рис.3. Совмещённая схема сбора, сепарации газа, подготовки нефти и очистки сточных вод в интервале скважина НПЗ.

1 – скважины; 2 – блочная  групповая замерная установка  (Спутник); 3, 11, 19 – блочный дозатор  реагента; 4 – промысловые системы  сбора, используемые в технологических целях; 5 – блочный трёхкомпонентный сепаратор I ступени с каплеобразователем 30 и гидрофильным фильтром; 6 – блочный нагреватель; 7 – трубчатый каплеобразователь; 8 – блочный трёхкомпонентный сепаратор (горячей) II ступени с каплеобразователем и гидрофобным жидкостным фильтром; 9 – компрессор в блочном варианте; 10 – промежуточная ёмкость (отстойник); 12, 25 – узлы подачи пресной воды; 13, 21, 26, 38 – насосы; 14 – замерное устройства типа «Рубин»; 15 – резервуары промыслового товарного парка и ёмкости с гидрофильным жидкостным фильтром; 16 – трубопровод; 17 – резервуары головных сооружений; 18  - магистральный насос; 20 – резервуар сточных вод; 22 – магистральные насосы перекачивающих станций; 23 – резервуар очистки сточных вод с жидкостныи гидрофобным фильтром или аппарат АОСВ-2; 24 – дозатор реагента на выходе из товарного парка; 27 – промежуточныя ёмкость; 28 – магистральный нефтепровод, улучшающий качество нефти в процессе транспортирования; 29 – нефтеперерабатывающий завод (НПЗ); 30 – каплеобразователь; 31 – линия дренажной воды; 32 – дозировочный насос для химреагента на перекачивающей станции; 33 – узел подачи пресной воды в магистральный трубопровод на перекачивающей станции; 34 – узел подачи пресной воды на блоке обессоливания; 35 – блочный дозатор на блоке обессоливания; 36 – трубчатый каплеобразователь; 37 – отстойник – водоотделитель; 38 – насос для откачки воды в систему ППД; 39 – резервуары ЭЛОУ; 40 – резервуары ТСБ; 41 – КДФ; 42 – на УЛФ; 43 – сброс балласта; 44 – путевой сброс воды в удобных точках; 45 – установка предварительного сброса воды – УПС с аппаратом очистки воды АОСВ-2. Узлы: I – группа скважин; II – спутники и промысловые системы сбора;  III – центральный сборный пункт; IV – обессоливающий блок; V – промысловый товарный парк; VI – товарный парк головных сооружений; VII – нефтеперерабатывающий завод.

 

 

 

Интервал скважины – центральный  сборный пункт, узлы I – III. 1) обезвоживание нефти до заданной глубины; 2) очистка сточных вод до заданных кондиций для закачки в систему ППД; 3) отбор попутного газа; 4) осуществление горячей сепарации и предотвращение потерь лёгких фракций; 5) повышение производительности скважин; 6) снижение вязкости продукции скважин в системе сбора; 7) борьба с отложениями парафина; 8) борьба с коррозией оборудования.

При осуществлении упомянутых выше технологических операций в технологический  цикл включаются следующие оборудования и объекты: 1 – 10, 13 – 15, 23, 25 – 27, 41. При  этом в отдельных видах оборудования совмещаются следующие технологические  операции.

На блоке 2 с помощью блочного дозатора 3 совмещается ввод химических реагентов или веществ, имеющих  необходимый комплекс свойств, включая  деэмульгирующую способность, а  также способность предотвращать  отложения парафина и коррозию оборудования (например, сепароль 25 с ингибитором 3).

На блоке 3,4 транспортирование продукции  скважин по системам сбора совмещается  с глубоким разрушением эмульсии, снижением вязкости системы, предотвращением  парафинизации промысловых трубопроводов  за счёт воздействия химических реагентов на стенки труб и кристаллы парафина, защитой трубопроводов от коррозии.

На блоке  5 совмещаются операции по отбору попутного газа I ступени  сепарации, отделению воды от нефти, очистке сточных вод в подводящем сырьевом трубопроводе и в жидкостном фильтре сепаратора.

На блоке 8 совмещаются операции по отбору газа II ступени горячей  сепарации с глубоким обезвоживанием нефти в жидкостном гидрофильном фильтре с использованием эффектов вспенивания.

На блоке 9 совмещаются операции по откачке горячего газа II ступени с отбором и возвратом в нефть тяжёлых углеводородов.

На блоке 23 совмещаются операции по тонкой очистке сточных вод  от нефтепродуктов с помощью гидрофобного фильтра или аппарата АОСВ-2 с  отделением механических примесей до кондиций, обеспечивающих закачку сточных вод в систему ППД без дополнительной очистки. При включении в технологическую схему оборудования 34 – 37 обессоливающей ступени IV в интервале скважина – центральный сборный пункт успешно решается и проблема обессоливания нефти. Эту же задачу (а также задачу глубокого обезвоживания и опреснения нефти) можно решить и при совмещении процессов заполнения резервуаров промыслового товарного парка с операциями по сбросу отделившейся от нефти в трубопроводах пластовой воды при её транспортировании в товарный парк, минуя узел IV.