Организация предварительного сброса пластовых вод на нефтяных месторождениях

Предварительный сброс пластовых вод в системах сбора продукции скважин применяется для снижения эксплуатационных затрат на перекачку жидкости до ЦПС и для повышения производительности УКПН.

Организация предварительного сброса пластовых вод, как правило, реализуется в дополнительном варианте основной технологической схемы при разработке месторождений, находящихся на поздних этапах эксплуатации и сосредотачивается на площадках ДНС, зачастую образуя с ней единую технологическую схему.

Технологическое оформление УПСВ довольно разнообразно, но в целом, может быть сведено к следующим схемам (рис.13.):

Рис.13. Технологическое оформление схем предварительного сброса пластовых вод

Месторождение А разрабатывается газлифтным способом с применением для целей ППД сточных вод и находится в последней стадии эксплуатации. Вследствии этого добываемая продукция сильно обводнена и имеет очень высокий газовой фактор. Устьевые давления невысоки и продукция без ДНС не может быть доставлена на ЦПС для подготовки. Поэтому месторождение обустроено по дополнительному варианту основной унифицированной схемы, причём, для улучшения экономических показателей на промплощадке ДНС после вступления месторождения в последнюю стадию эксплуатации, сооружена УПСВ.

Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) через ГЗУ (3) по сборному коллектору (4) подаётся в трёхфазный трубный делитель фаз (5) для предварительного отделения основного количества газа. В сборный коллектор дозирующим устройством (6), расположенным как можно ближе к ГЗУ, в продукцию непрерывно дозируется деэмульгатор и при необходимости ингибитор коррозии. Газовая фаза из делителя (5) поступает в газовый сепаратор (7), отделившаяся вода накапливается в ёмкости (8), а нефтяная часть поступает в отстойник (9) для дальнейшего разделения.

Выделившийся в отстойнике газ направляется в газовый сепаратор, отстоявшаяся вода сбрасывается в ёмкость (8), а нефть с остаточной степенью обводнённости от 1 до 10 % об.накапливается в ёмкости (10), откуда с помощью ДНС (11) потоком I перекачивается на ЦПС на УКПН.

Резервуар (12), объёмом 1000 – 2000 м³ служит только для размещения жидкости в случае возникновения нережимных, аварийных ситуаций. После восстановления техрежима жидкость из него с помощью насоса (13) откачивается на ДНС. Газ из газового сепаратора, обычно самотёком, потоком II направляется на ЦПС на УКПГ, а отделившаяся в нём жидкость сбрасывается на ДНС.

Вода из ёмкости (8) насосом (14) по водоводу низкого давления потоком III без всякой подготовки откачивается на КНС. Если длина сборного коллектора значительна, разделение фаз происходит уже в нём и надобность в трубном делителе фаз отпадает. Поэтому продукция с дальнего месторождения (поток IV), не имеющего собственного УПСВ, ДНС (15) подаётся сразу на вход отстойника (9).

На месторождении В газовый фактор невелик, поэтому отделение газа и воды производится в отдельных аппаратах (сепараторе 16 и отстойнике 17). Обезвоженная нефть ДНС (18) откачивается на ДНС (11). В остальном схема аналогична обустройству месторождения А.

На месторождении С к водам, подающимся на КНС, предъявляются повышенные требования по содержанию нефти и механических примесей. Поэтому, вода, отделившаяся в отстойнике (17) направляется на длительный дополнительный отстой в резервуар (19) –объёмом порядка 5000 м³.

Отстоявшаяся нефть насосом (13) откачивается на ДНС (18), механические примеси накапливаются на дне, откуда периодически удаляются.

На месторождении Д добывается продукция с большим газовым фактором и стойкой водо – нефтяной эмульсией. Поэтому, продукция прежде всего попадает в расширительную камеру (20) для отделения свободного газа, а затем в трёхфазный сепаратор (21), для интенсификации работы которого его содержимое подогреваеют за счёт циркуляции горячей струи. Это может быть часть воды из ёмкости (8), которая насосом (22) прокачивается через печь (23) и подаётся на вход трёхфазного сепаратора (21) – как изображено на схеме – а может быть часть нефти из ёмкости (10). Вода обычно используется, если в (21) эмульсия типа В/Н, а нефть обычно используется, если в (21) эмульсия типа Н/В.

Месторождение Е обустроено аналогично месторождению В, но имеет форсированную схему ПСВ, позволяющую уменьшить размеры аппаратов и повысить качество сбрасываемой воды и полученной нефти.

Интенсификация отстоя достигается монтированием перед сепаратором (16) трубного каплеобразователя (24), существенно повышающего размеры капелек дисперсной фазы, а, значит, облегчающего последующий отстой. Кечество сброшенной воды повышается за счет установления каплеобразователя перед ёмкостью (8). В результате, в ней успевают отстояться капельки увлечённой нефти, возвращаемой в ёмкость (10) насосом (13).

В итоге, вода, поступающая на КНС, содержит нефти не более 15 – 50 мг/л, а механических примесей не более 20 – 40 мг/л. Качество нефти повышается дополнительным выделением газа в отстойнике (9).

На месторождении К добывается особо стойкая водо – нефтяная эмульсия с небольшим газовым фактором и значительным содержанием механических примесей. Поэтому, для отделения газа достаточно одного трёхфазного сепаратора (21), а вот воду приходится отделять в два этапа – предварительно в (21) и окончательно в отстойнике (17) после предварительного нагрева всего потока в печи (23). Отделившаяся вода перед подачей на КНС проходит очистные сооружения (фильтры –25).

2. Технологический расчёт отстойной аппаратуры

№ 16

1. Механизм выделения газа из нефти при её разгазировании. Способы выделения газа из нефти.

Разгазирование (сепарация) нефти чрезвычайно важный процесс, т.к. он позволяет получить из одного и того же количества пластовой нефти разное количество дегазированной продукции.

Поскольку цена единицы массы нефти намного выше цены единицы массы нефтяного газа вся технология разгазирования направлена на максимальное увеличение выхода дегазированной нефти, т.е. на сохранение в ней максимально возможного количества лёгких фракций. В то же время, осуществление разгазирования, т.е. удаление части лёгких фракций – совершенно необходимая операция, т.к. нормативными документами всех стран строго регламентируется максимально разрешенное давление насыщенных паров товарной нефти при определённой температуре, пропорциональное содержанию лёгких фракций. Данные ограничения обусловлены требованиями безаварийного магистрального транспорта, хранения и переработки нефти.

Поэтому, оптимальная сепарация должна сопровождаться удалением лишь минимально необходимого количества лёгких фракций.

В Западных странах оптимизация сепарации экономически стимулируется – чем ближе давление насыщенных паров товарной нефти к максимально разрешенному (т.е. чем больше в ней лёгких фракций) – тем выше её цена. В нашей стране содержание лёгких бензиновых фракций учитывается лишь при экспортных поставках, а на внутреннем рынке цена нефти пока практически не зависит от содержания в ней лёгких фракций.

С точки зрения максимального выхода товарной продукции – чем тяжелее нефть, тем меньшее количество компонентов, начиная с метана, из неё должно быть извлечено при разгазировании для подгонки её характеристик под требования нормативных документов.

Вопрос № 2. Механизм выделения газа из нефти.

В дегазации нефти может быть выделено несколько стадий:

1. Зарождение газовой фазы;

2. Формирование и рост газовых пузырьков;

3. Всплытие и разрушение пузырьков с образованием самостоятельной газовой фазы;

4. Взаимодействие газовой и жидкостной фаз с перераспределением компонентов.

Если термодинамические условия не накладывают запрета на кипение какого – либо компонента жидкости, то зарождение пузырьков будет идти непрерывно до тех пор пока не закончится выделение данного компонента в газовую фазу. Интенсивность зарождения пузырьков зависит от числа центров парообразования и частоты отрыва пузырьков. Чем выше интенсивность, тем быстрее и качественнее произойдёт сепарация при прочих равных условиях. Некоторые компоненты могут продолжать находиться в растворённом виде (в так называемом метастабильном состоянии) даже если термодинамические условия однозначно требуют их выделения. Для разрушения подобного состояния нужны специальные методы.

Для того, чтобы зародыши газовой фазы (микроскопические пузырьки) начали расти, они должны преодолеть определённый активационный барьер, что удаётся далеко не всем пузырькам. Остальные либо остаются в зародышевом состоянии, либо исчезают. Величина барьера определяется условиями механического и молекулярно – кинетического равновесия. Первое сводится к следующему:

Пузырёк будет расти, если давление в нём будет равно сумме внешнего и Лапласовского давлений:

(1)

где: - внешнее давление;

- давление в пузырьке;

- поверхностное натяжение на границе жидкость – газ;

- радиус пузырька

Второе условие сводится к следующему:

Пузырёк будет расти, если давление пара в нём будет равно упругости пара над вогнутой поверхностью жидкости:

(2)

где: - объём жидкости, приходящийся на одну молекулу;

- упругость насыщенного пара над плоской поверхностью жидкости;

- постоянная Больцмана.

Приравняем правые части уравнений (1) и (2) и найдём из полученного выражения :

(3)

где:

(4)

где: - молекулярная масса жидкости;

- число Авагадро;

- плотность жидкости.

Из формулы (3) следует, что рост пузырька будет происходить только в случае, если > , т.е. если вокруг зародыша находится нефтегазовая смесь в перенасыщенном состоянии по отношению к компоненту, образовавшему зародыш в данных термобарических условиях.

Образование зародышей требует совершения системой определённой работы , которая по Гиббсу может быть определена как:

(5)

где: - объём пузырька, составленного из одной молекулы компонента.

Таким образом, образование зародышей газовой фазы ведёт к изменению термодинамических характеристик системы (понижение температуры) и при отсутствии внешнего поддержания этих характеристик разгазирование может прекратиться само по себе. Естественно, чем меньше - тем интенсивнее идёт кипение. Например, чем легче выделяемый в данных условиях компонент (меньше ) – тем интенсивней процесс его дегазации. Но особое влияние принадлежит :

Если в формулу (5) подставит выражение (3), разумеется заменив на , мы получим выражение где возводится в куб. Это означает, что малейшее понижение поверхностного натяжения ведёт к резкому увеличению интенсивности кипения. Т.е. добавление в продукцию ПАВ (ДЭ) облегчает сепарацию. Однако, и по мере разгазирования увеличивается. В результате, на последних ступенях сепарации для образования газового пузырька с критическим размером требуется совершить в 2 – 2,2 раза большую работу, чем в начале разгазирования. Это объясняется тем, что определяющим фактором при формировании зародышей является упругость пара, зависящая от концентрации наиболее лёгких компонентов. Но по мере разгазирования концентрация этих компонентов снижается. Поэтому применение ПАВ особенно эффективно на последних ступенях сепарации.

При разгазировании обводнённой продукции молярные концентрации углеводородов в жидкой и газовой фазах, а так же общий выход нефти, по крайней мере, в диапазоне 20 – 40^оС изменяются незначительно, следовательно, присутствие воды практически не оказывает влияния на распределение компонентов при дегазации нефти.