Обезвоживание нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

[Введите текст]

ВВЕДЕНИЕ

Большинство крупнейших нефтяных месторождений России, находящихся в настоящее время на поздних стадиях разработки, характеризуются значительными объемами попутно добываемой пластовой воды. Перекачка высокообводненной продукции до централизованных пунктов сбора и подготовки нефти и последующая утилизация попутно добываемой воды в систему поддержания пластового давления перегружают промысловые трубопроводы и увеличивают их капиталоемкость, требуя большие затраты на встречные перекачки, борьбу с коррозией, эмульгированием нефтей, а также ухудшают экологическую ситуацию в нефтедобывающих регионах и т д.

В связи с изложенным, возникает необходимость отделения от нефти пластовой воды и солей в промысловых условиях. Вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов. При обезвоживании нефти на месторождениях из нее удаляется основная масса воды, солей и механических примесей, и нефтепроводным управлениям нефть сдается с содержанием воды, как правило, не выше 1-2 %. Но эта норма не остается неизменной и имеется тенденция к ее снижению до 0,5 % , что экономически и технологически более целесообразно.



1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ

Электронно-ионные технологии применяются при обезвоживании сырой нефти и нефтепродуктов. Вода в нефть попадает при добыче нефти из нефтяных скважин, а также в ходе технологических процессов переработки нефти в нефтепродукты. Для обеспечения высокого качества нефтепродуктов необходимо в ходе технологического процесса обезвоживания вывести в максимально доступном количестве соли и воду из нефти.

Удаление воды из нефти может происходить в результате организации направленного движения капель воды из объема нефти.

Первым направлением является использование седиментации капель воды. Иными словами, в процессе отстоя капли воды под действием силы тяжести осаждаются на дно резервуара.

Второе направление - зарядка и организация движения частиц воды в электрическом поле таким образом, чтобы капли воды ушли за пределы объема нефти.

Капельки воды могут под действием сил электрического поля собираться на электродах или специальных пористых перегородках и стекать на дно сосудов. Удаление воды со дна резервуара производится путем слива.

Удаление воды из нефти основано на том, что вода имеет большую плотность, чем нефть, и в процессе отстоя капли воды падают на дно резервуара. Нефть всплывает и остается в верхней части резервуара. Эффективность процесса удаления воды из объема нефти зависит от вязкости нефти. Вязкость определяется температурой, и, чем выше температура, тем меньше вязкость и больше скорость седиментации. Также скорость процесса зависит в значительной мере от размера капель воды: чем больше радиус капли, тем выше скорость оседания капель.



1.1 Седиментация капель воды в нефти

Установившаяся скорость оседания капель воды в нефти определяется из условия равенства внешней силы F, действующей на каплю, силе сопротивления среды движению капли. Внешняя сила, действующая на каплю, находящуюся в нефти, равна разности между силой тяжести и архимедовой силой (силой плавучести)

Fвн = рr3gДс (2)

где r - радиус капли,

g = 9,8 м/с2 - ускорение свободного падения,

Дс - разность значений плотности воды и нефти (Дс = св - сн).

В силу большой вязкости нефти и малых размеров капель воды их осаждение происходит в пределах стоксовского диапазона числа Рейнольдса (Rе ? 0,5) и сила сопротивления среды определяется по формуле Стокса

Fс = 6рмэфrVc (3)

где Vc - скорость седиментации (осаждения);

мэф - эффективная вязкость среды.

Эффективная вязкость в формуле (3) отличается от вязкости среды (нефти) из-за того, что движение капли относительно нефти вызывает циркуляцию воды в капле и это приводит к некоторому уменьшению сопротивления среды по сравнению с движением твердой сферической частицы. Тогда

мэф = м[2м+3мв]/3(м+мв) (4)

где м = (1ч10)·10-2 Па - вязкость нефти в зависимости от ее сорта;

мв= 10-3 Па - вязкость воды.

Приравнивая (2) и (3), получим выражение для скорости седиментации

Vc = 2gr2Дс/gмэф (5)

При св=1000 кг/м3 и сн = 850 кг/м3 получим скорость седиментации равной

Vc=5·104r2.

Таким образом, скорость осаждения капель в нефти растет пропорционально квадрату радиуса капель.

1.2 Процессы укрупнения капель воды

Процессы укрупнения капель воды в нефти играют очень важную роль, так как приводят к существенному возрастанию скорости седиментации. Процесс слияния капель воды, или коалесценция, может происходить в результате соударения частиц разного размера при седиментации, при взаимодействии поляризованных частиц в электрическом поле или при соударении частиц, участвующих в турбулизированном движении среды[8].

Число соударений при седиментации растет при увеличении относительной скорости сближения частиц. Как следует из (5)

Vотн = r12- r22

где r1 и r2 - соответственно радиусы взаимодействующих частиц.

Таким образом ясно, что эффективность коалесценции растет с увеличением радиуса частиц при одновременном увеличении различия в их размере.

На процесс слияния капель воды при столкновении оказывает влияние слоя нефти, который препятствует этому слиянию.

Разрушение тонкого слоя нефти на поверхности капли обеспечивается воздействием химическими веществами - деэмульгаторами. Действие деэмульгатора приводит к снижению сил поверхностного натяжения и, таким образом, облегчает их слияние.

Основным недостатком процесса удаления влаги за счет седиментации являются:

1. Большая длительность процесса седиментации.

2. Необходимость содержания больших объемов нефти в специальных отстойниках.



2. АППАРАТЫ ДЛЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ

В настоящее время существует 2 типа аппаратов, применяемых для предварительного сброса воды: вертикальные стальные резервуары (РВС) емкостью от 1000 до 5000 м3 и горизонтальные цилиндрические емкости объемом 100 и 200 м3 (булиты), а также в последнее время стали использовать трубные водоотделители нефти.

2.1 Резервуары

Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время: 48 часов и более. Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.

Вертикальные резервуары специально оборудуются распределительными гребенками ввода жидкости, размещаемыми на высоте 1,5 м от днища резервуара. Вывод воды осуществляется через гидрозатвор, позволяющий автоматически, без специальных средств регулирования, поддерживать в резервуаре постоянный уровень жидкости, необходимый для ведения процесса (рис.1).

По нижней образующей маточника имеются отверстия. Нефть (эмульсия) через отверстия направляется вниз, затем всплывает в слое воды, высота которого поддерживается в пределах 3 - 4 м. Уровень воды поддерживается с помощью гидрозатвора, высота которого обычно принимается равной 0,9 высоты резервуара.

Технологические резервуары работают транзитом. Сброс отделившейся воды и отбор обезвоженной нефти осуществляется непрерывно, т.е. уровень жидкости при этом не изменяется, нет потерь от больших дыханий резервуара.

Рисунок 1 - Резервуар УПСВ: 1 - подводящая труба; 2- маточник; 3 - отводящая труба; 4 - гидрозатвор

Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти, поэтому применяют горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 45-70 °С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является их малая эффективность.

2.2 Горизонтальные цилиндрические емкости

На промыслах, где строительство резервуара не предусмотрено проектами, сброс воды может осуществляться из горизонтальных отстойников, работающих под давлением.

Горизонтальные цилиндрические емкости также оборудуются распределительной гребенкой ввода жидкости. Кроме того, они снабжены специальными и, кстати сказать, дорогостоящими средствами регулирования для поддержания постоянных уровней дренажной воды и нефти.

Наиболее широко известны две конструкции установок предварительного сброса воды на базе булитов:

1) Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом воды БАС-1;2) Блочные автоматизированные установки для оперативного учета, сепарации и предварительного обезвоживания нефти УПС-2000/6, УПС-3000/6, ОГ-200П, АСП-6300/6, СПОН.

Для этих же целей может быть использованы концевые сепарационные установки: КССУ (концевая совмещенная сепарационная установка - производит обезвоживание и обессоливание).

Конструкция аппаратов должна исключать турбулизацию потока и перемешивание фаз.

Отстойник горизонтальный (ОГ) устанавливается после сепаратора нефти и представляет собой цилиндрическую ёмкость: ОГ- 200П (рис. 3), ОГ-200С (рис. 4), в обозначениях которых приняты: цифра - вместимость емкости, м'; П - с подогревом, С - с сепарационным отсеком.

Рисунок 2 - Технологическая схема аппарата ОГ - 200П для предварительного разделения нефти и пластовой воды:1 - патрубок ввода эмульсии; 2 - распределитель эмульсии: труба D 700 мм, 64 ряда отверстий, в ряду 285 отверстий, продольный вырез: ширина 6 мм, длина 60 мм; 3 - трубы для вывода обезвоженной нефти; 4 - вывод газа

Рисунок 3 - Принципиальная схема отстойника ОГ-200С: 1 - сепарационный отсек; II - отстойный отсек; 1 - корпус; 2 -регулятор уровня; 3 - каплеотбойник; 4 - перегородка; 5 - сборник нефти; 6 -регулятор межфазного уровня; 7 - переливное устройство; 8 - коллектор пропарки; 9 - штуцер зачистки; 10 - коллектор распределительный; обозначения на схеме: 1 - обводненная нефть; 2 - обезвоженная нефть; 3 - пластовая вода; 4 -нефтяной газ

Рисунок 4 - Внешний вид ОГ-200С

Аппараты предназначены для расслоения водонефтяных эмульсий, обработанных деэмульгатором (ДЭ). Распределитель эмульсии представляет собой перфорированную трубу диаметром 700 мм, которая имеет 64 ряда отверстий. В каждом ряду располагается 285 отверстий.

Отстойник ОГ-200С представляет горизонтальную стальную цилиндрическую емкость диаметром 3400 мм с эллиптическими днищами. При помощи перегородки 4 ёмкость разделена на два отсека, из которых левый I является сепарационным, а правый II - отстойным. Левый и правый отсеки емкости сообщаются друг с другом при помощи коллекторов - распределителей 10,расположенных в нижней части корпуса.

В верхней части сепарационного отсека установлены распределитель эмульсий со сливными полками и сепаратор газа. В нижней части отстойного отсека расположены два трубчатых перфорированных коллектора, над которыми размещены распределители эмульсии коробчатой формы. В этой части имеются также два коллектора 8 для пропарки аппарата. В верхней части отсека расположены четыре сборника нефти 5, соединенные со штуцером вывода нефти из аппарата. В передней части корпуса перегородкой и переливными устройствами выделена водосборная камера, в которой помещен регулятор межфазного уровня 6.

Отстойник оснащен приборами контроля за параметрами технологического процесса, регуляторами уровней раздела фаз, предохранительной и запорной арматурой.

Отстойник работает следующим образом. Подогретая эмульсионная нефть с введенным в неё реагентом ДЭ поступает в распределитель эмульсии сепарационного отсека и по сливным полкам и стенкам корпуса стекает в нижнюю часть отсека.

Выделившийся из нефти в результате ее нагрева и снижения давления газ проходит через сепаратор и при помощи регулятора уровня "нефть-газ" 2 выводится в газосборную сеть.

Нефтяная эмульсия поступает из сепарационного в отстойный отсек по двум перфорированным коллекторам, проходит через отверстия распределителей и поднимается в верхнюю часть отсека.

При этом происходит промывка нефти пластовой водой и ее обезвоживание. Обезвоженная нефть поступает в сборный коллектор 5 и выводится из аппарата. Отделившаяся от нефти вода через переливное устройство 7 поступает в водосборную камеру и с помощью регулятора уровня "вода- нефть" 6 сбрасывается в систему подготовки дренажных вод.

Эффективность разделения достигается благодаря использованию: тепла, ПАВ, промывки через слой воды и промежуточному слою, играющему роль своеобразного фильтра. Промежуточный слой образуется из-за того, что крупные капли нефти несут мельчайшие капельки воды (множественная эмульсия). Капля нефти на границе раздела фаз вода-нефть коалесцирует со слоем нефти, а капли воды остаются на поверхности раздела.

Из-за малого диаметра скорость оседания таких капель чрезвычайно мала (закон Стокса). Они могут накапливаться на границе раздела и иногда, если высота этого слоя больше допустимых пределов, даже нарушать работу отстойника. Но роль этого слоя в замедлении скорости движения капель нефти, что способствует коалесценции капель воды.

Таблица 1 - Техническая характеристика отстойников

Тип установки	Пр-ть по жидкости, т/сут	Обводненность продукции, %	Макс рабочее давление, кгс/см2	Объем емкости, м3	Пр-ть Объем, т/(сут м3)
		поступающей	уходящей
БАС - 1	2500	?30	?20	6	100	25
УПС - 2000/6	2000	До 90	до 30	5	100	20
УПС - 3000/6	3000	До 90	до 30	6	200	15
ОГ - 200П	10000	>30	?10	6	200	50
Рабочая температура - 15 - 50oC

Предварительный сброс воды в вертикальном резервуаре получил широкое распространение. По данным испытания РВС-2000 и РВС-5000 в Татарии для сброса воды при обводненности поступающей нефти от 20 до 55 %, можно констатировать следующее:

производительность по жидкости одного аппарата предварительного сброса:

РВС-5000 10000 т/сут;

РВС-2000 5000 т/сут,

что соответствует времени пребывания жидкости в аппарате 6 - 7 часов. Повышение загрузки аппарата выше этих пределов ведет к увеличению содержания нефти в сбрасываемой (дренажной) воде;

температура водонефтяной смеси должна быть не ниже 20 - 25єС. Снижение температуры вызывает ухудшение процесса отстоя как по качеству нефти, так и по качеству сбрасываемой воды;

заблаговременный (за 0,6-1 км до резервуаров) ввод дренажной воды в нефтепровод резко улучшает качественные и количественные показатели процесса за счет путевых эффектов разрушения эмульсии в нефтепроводе и взаимной очистки нефти и воды в процессе движения по трубопроводу.

Таблица 2 - Характеристика процесса предварительного сброса воды в РВС (Татария)

Из сравнения данных таблиц 1 и 2 казалось бы, что предварительный сброс в горизонтальной цилиндрической емкости более экономичен, чем в РВС, т.к. показатель производительности аппаратов на 1м3 полезной емкости у горизонтального аппарата (по паспортным данным) в несколько раз выше, чем у РВС. Однако по эффективности сброса воды из технологических резервуаров и булитов (технико-экономические показатели) это не совсем так.

Качество получаемой нефти и воды влияет на технологию последующих процессов подготовки нефти и очистки воды.

Предварительный сброс воды является промежуточной операцией в общем технологическом процессе подготовки нефти до товарных кондиций и очистки дренажных вод до норм, позволяющих осуществлять их закачку в пласт. С этой точки зрения, одним из важнейших показателей эффективности работы установок предварительного сброса является качество получаемой на выходе из них нефти и воды. Причем, если качество нефти на выходе из УПСВ влияет на технологию последующей подготовки нефти лишь косвенно, то качество дренажной воды прямо определяет как технологию последующей очистки сточных вод, так и состав очистных сооружений.

Как следует из теории и было подтверждено практикой, качество получаемой нефти и дренажной воды из аппаратов предварительного сброса при прочих равных условиях зависит от высоты столба воды в аппарате и времени пребывания в нем жидкости. Если РВС позволяет поддерживать столб воды высотой 6-7 м при времени пребывания в них жидкости 6-7 часов, то высота столба воды в булите поддерживается не более 2 м при теоретическом времени пребывания в нем жидкости не более 0,8-1,3 часа. Следовательно, с точки зрения качества получаемой нефти и воды резервуары имеют преимущества перед булитами. Этот вывод имеет весьма важные последствия: проблема очистки сточных вод должна быть заменена задачей получения чистых дренажных вод, пригодных для закачки в пласты без дополнительной очистки, непосредственно из технологического цикла подготовки нефти. Это предполагает целесообразность возврата дренажных вод в трубопровод перед установками предварительного сброса, а затем в смеси с нефтью в сами аппараты, т.к. в этом случае достигается более глубокая очистка дренажной воды.

2.3 Трубные водоотделители

В последние годы на месторождениях нефти успешно внедряются трубные водоотделители (ТВО).

Трубный водоотделитель (ТВО) предназначен для утилизации попутной пластовой воды в системе сбора и подготовки нефти. Его использование существенно упрощает традиционные технологии очистки и сброса воды для систем поддержания пластового давления (ППД). До внедрения ТВО вся продукция скважин транспортировалась от нефтяного месторождения до установок сброса воды (УПС) и установок подготовки нефти (УСН), а сбрасываемая вода обратно откачивалась на нефтяное месторождение для закачки в продуктивные пласты.

На УПС газожидкостная смесь с нефтяной площадки поступает в горизонтальный сепаратор, откуда газ направляется на осушку и далее потребителю. Вода из сепаратора подается в горизонтальный отстойник, затем в вертикальный резервуар для очистки от остатков нефти, а нефть - в буферную емкость, откуда откачивается на УПН.

Подготовка вода в вертикальных резервуарах (РВС) приводит к их ускоренной коррозии (срок службы 2-3 года), интенсивно корродируют и горизонтальные емкости УПС. Кроме того, на транспортировку больших объемов воды от УПС к кустовым насосным станциям системы ППД необходимы водонасосные станции, а, следовательно, дополнительные расходы электроэнергии.

Использование ТВО позволяет осуществить предварительный сброс воды непосредственно на нефтяной площади и напором насосов нефтяных скважин через ТВО подавать попутную воду к насосам КНС. При этом значительно сокращается количество вертикальных резервуаров (примерно на 70%), отпадает необходимость в затратах электроэнергии на транспорт воды от УПС до насосов системы ППД.



Рисунок 5 - Схема трубного водоотделителя

Трубный водоотделитель (рис. 5) состоит из наклонного трубопровода 1, над которым параллельно расположен трубопровод 2, соединенный с ним посредством перемычек 3.

Подводящий трубопровод-успокоитель 4 газожидкостной смеси, поступающей по трубопроводу 5 системы сбора нефти, расположен рядом с трубопроводом 1. Верхние концы трубопроводов 1 и 2 соединены с нефтегазопроводом 7. Нижний конец трубопровода 1 соединен с приемной линией насосных агрегатов ППД 8.

Газоводонефтяная смесь с промыслов по трубопроводу 5 подается в успокоитель 4, откуда свободный газ по перемычке 6 переходит в верхний трубопровод 2, нефть и вода - в трубопровод 1. Вода, имеющая большую плотность, чем нефть, с частичным содержанием нефти движется вниз по трубопроводу 1, нефть - вверх и совместно с газом поступает в трубопровод 7. Вода по ходу движения вниз по трубопроводу 1 постепенно освобождается от частиц нефти и пузырьков газа, которые по перемычкам 3 переходят в трубопровод 2, а затем 7. Освобожденная от нефти вода по трубопроводу 8 поступает к насосам ППД.

Скорость движения очищаемой воды в наклонном трубопроводе ТВО подбирается в зависимости от свойств газоводонефтяной смеси и устойчивости эмульсии нефть-вода.

Многолетний опыт эксплуатации ТВО в нефтегазодобывающих предприятиях показал высокую эффективность и надежность этих устройств, однако на некоторых из них наблюдается повышенная скорость коррозийных процессов в донной части ТВО, что приводит к образованию свищей уже через несколько лет работы.



3. УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ НА КУСТОВЫХ ПЛОЩАДКАХ УПСВ-К

В настоящее время, в связи с прогрессирующим обводнением большинства месторождений отрасли, ставиться актуальная задача ранноего обезвоживания нефти, решаемая за счет сброса воды на самих обводненных кустах скважин (УПСВ-К) или осуществления путевого предварительного сброса (УППСВ).

Основным требованием к технологии кустового сброса воды является организация процесса без применения сложного технологического оборудования, требующего присутствия обслуживающего персонала. Величина обводненности нефти на выходе из УПСВ-К зависит от возможности утилизации сбрасываемой воды на данном кусте, и в конечном счете, определяется нефтегазодобывающим предприятием. Отделенная при предварительном сбросе вода, по качеству должна отвечать требованиям системы ППД.

ЗАО НТК «Модульнефтегазэкомплект» предлагает два варианта УПСВ-К при организации кустового сброса воды - в емкостном и в трубном исполнении.

Инициатором создания нового поколения трубных УПСВ является ООО «Юганскнефтегаз», по заданию которого в 2002 году были впервые разработаны автоматизированные двух- и четырехтрубные секции (КДФТ), технологически совмещаемые в одном аппарате газоотделение, требуемую степень обезвоживания (от 10 до 0,5%) и очистку воды от механических примесей и нефти до 30-40мг/л. Успешный ввод первых трех КДФТ на ДНС Салымского, Петелинского и Мамонтовского месторождения показал преимущества трубных аппаратов перед емкостными по производительности в 2-2,5 раза и возможности работать с перегрузкой на 25-30%.

На основании опыта эксплуатации УПСВ ЗАО НТК «Модульнефтегазкомплект» рекомендует при высокой обводненности продукции скважин (60-90%) применение трубных установок, которые наиболее оптимально вписываются в гидравлическую систему сбора в качестве УПСВ перед существующими ДНС при их реконструкции. При низкой обводненности (от 30%) или при высоком газовом факторе целесообразно использовать емкостное оборудование. Оба варианта позволяют подготовить нефть до содержания воды 0,5-5%, а пластовую воду очистить до требований, предъявляемых при закачке в пласты системы ППД (20-30мг/л).

На рисунках 6,7 изображены блочные технологические схемы, базовый набор и компоновка оборудования для УПСВ-К в емкостном и трубных исполнениях на примере разработанных и изготавливаемых в настоящее время по заказам НК Роснефть и ОАО Лукойл. Производительность обеих УПСВ по жидкости составляет около 6000 м3/сут, по нефти 1000 м3/сут., обводненность на входе 80%, газовый фактор 100 и 250 м3/м3, температура жидкости 38ОС, плотность нефти при 20 ОС - 872,8 и 850 кг/м3. Ожидаемая обводненность нефти на входе - до 1% при заданном значении 5-10%, качество очистки воды- 20-30мг/л.

нефть вода сброс емкость

3.1 Емкостной вариант

Продукция скважин после смещения с реагентом - деэмульгатором поступает в сепаратор-водоотделитель НГСВ, в котором происходит отделение более 90% поступающей на УПСВ-К воды. В связи с поставленным нефтедобывающей компанией условием минимизировать объем аппаратов и массу блоков, и объективно понижением требованиям по глубине обезвоживания нефти, подготовка отделенной пластовой воды осуществляется в отдельном аппарате-отстойнике ОВТ, расположенном ниже сепаратора-водоотделителя. Выделившийся в аппаратах газ смешивается на выходе УПСВ-К с отводимой с установки нефтью. Управление работой установки осуществляется от блока контроля и управления без присутствия обслуживающего персонала.

Преимуществом установок такого типа является компактность, возможность монтажа и быстрого перебазирования на другие кустовые площадки.

Рисунок 6 - Схема технологическая УПСВ-К в емкостном исполнения, производительностью по жидкости 6000м3/сут

3.2 Трубный вариант

Как и в первом варианте, продукция скважин через депульсатор-газоотделитель поступает в два аппарата КДФТ диаметром 1400 мм длиной по 20 м, в которых происходит отделение заданного количества воды и ее подготовка до требований системы ППД. Выделившийся в аппаратах газ, смешивается на выходе из УПСВ-К с отводимой с установки нефтью. Управление работой установки осуществляется аналогично первому варианту. В обеих вариантах отделенная пластовая вода направляется на КНС или в ближайший водовод, транспортирующий воду на КНС.

Рисунок 7 - Схема технологическая УПСВ - К в трубном исполнении,

производительностью по жидкости 6000 м3/сут

Преимуществом этого варианта УПСВ-К является то, что установки такого типа не требует применения аппаратов-отстойников для дополнительной подготовки воды, а механические примеси, в том числе и пропант после операции гидроразрыва пласта, полностью удаляется из аппаратов за счет использования специальных конструкторских решений.

В таблице 3 приведено сравнение показателей УПСВ - К в трубном и емкостном исполнениях.

Технология кустовых УПСВ практически не отличается от крупных УПСВ на ДНС, но их исполнение базируется на более высоком уровне автоматизации с учетом работы без постоянного присутствия персонала, применении новейших конструкций элементов для интенсификации процесса, обеспечении компактности исполнения. Блоки УПСВ-К монтируются на рамах, что облегчает их перевозку и последующий монтаж. При необходимости в состав установки могут быть включены подпорная насосная станция, путевые подогреватели (ПП), блок измерения и регулирования (БИР).

Таблица 3 - Сравнение показателей УПСВ - К в трубном и емкостном исполнениях

Наименование показателя	Емкостной вариант	Трубный вариант
Производительность по жидкости, м3/сут	до 6000
Газосодержание, м3/т	До 600	До 200
Расчетное давление аппаратов, МПа	1,6; 2,5; 4,0
Температура поступающей на установку жидкости, ОС	15 и выше
Обводненность продукции скважин, % об.: - на входе - на выходе	30-90 5-0,5
Суммарный объем и количество аппаратов, м3/шт.	100/2 (2 емкости по 50 м3)	63/2 (2 секции L=20 м D=1,4 м)
Уровень автоматизации	Автономные установки без постоянного присутствия обслуживающего персонала
Преимущественная область применения	1.Новое строительство: -размещение на кустовых площадках -путевой сброс воды -в составе УПН 2.Высокое газосодержание продукции - более 200м3/т нефти	1.Реконструкция существующих ДНС - путевой сброс воды 2.Газосодержание 200м3/т нефти

Контроль и регулирование сброса воды для рассмотренных УПСВ осуществляется измерением соотношения веса столбов воды и нефти в отстойном отсеке аппаратов. На линии выхода воды из УПСВ-К установлен блок контроля качества сбрасываемой воды. Значения установок регулирования определяются при отладке программного обеспечения.

Применение данной технологической концепции позволит всем заинтересованным недропользователям ежегодно экономить десятки и сотни миллионов рублей.

Рисунок 8 - Внешний вид УПСВ-К в емкостном исполнении



Заключение

В настоящее время в России основные месторождения нефти вступили в позднюю стадию разработки, что означает высокую обводненность

добываемой нефти. Увеличение количества добываемой жидкости за счет извлекаемой воды вместе с нефтью приводит к резкому повышению затрат на транспортировку добываемой жидкости до пунктов подготовки и на промысловую подготовку нефти. Кроме того, пластовую воду после отделения от нефти необходимо вернуть на объекты добычи нефти для утилизации путем закачки в пласты для поддержания пластового давления. В этих условиях совершенствование технологии и техники промысловой подготовки нефти приобретает несомненную актуальность.

Возникшая задача решается путем организации предварительного сброса воды на начальных участках системы сбора продукции скважины. Обычно предварительный сброс воды производится на дожимных насосных станциях, но в последнее время нефтяные компании стали использовать более экономичный вариант предварительного сброса воды - непосредственно на кустах с сохранением требований по качеству подготовки.

Так же изменились конструкции сосудов для подготовки воды, которые в свою очередь стали эффективнее как по качеству, так и по количеству подготавливаемой воды.

Размещено на Allbest.ru

...