Сброса воды.

 

Внедрение установок предвари тельного сброса воды позволяет получить следующее преимущества:

1. Резко сокращается число порывов (в 8-10 раз) действующих нефтепроводов системы ППД, так как уменьшается коррозионное воздействие воды на трубопроводы;

2. Значительно снижаются капитальные вложения и уменьшаются затраты на ремонтно-восстановительные работы всех систем нефтесбора и ППД.

3. Сокращается число персонала по обслуживанию и ремонту промыслов.

4. Резко снижается металлоемкость, энергозатраты и протяженность водоводов в системе ППД.

5Улучшается экологическая обстановка надействующих нефтепромыслах в связи с уменьшением порывов трубопроводов.

6. Происходит модернизация производства всех процессов добычи нефти и закачки воды с внедрением новых технологий и полных автоматизированных процессов на строящихся УПС.

Вопрос 3.13: Преимущества и недостатки сепараторов различного типа.

Вертикальные сепараторы имеют то преимущество, что они позволяют достоверно определить объем жидкости, что обусловливает применение более простых средств для регулирования его работы. Процесс очистки таких сепараторов прост, поэтому их рекомендуется использовать тогда, когда в продукции скважин содержится песок.

В горизонтальном сепараторе такого же объема, что и вертикальный, производительность по газу больше, поскольку площадь его в диаметральном сечении в несколько раз превышает площадь вертикального сепаратора, поэтому требуется меньше времени для всплытия пузырьков газа в жидкости. Горизонтальные сепараторы монтировать и обслуживать намного проще, чем вертикальные, но они требуют большей площади, что является существенным недостатком, когда месторождение расположено в море или на болоте.

У сферических сепараторов первоначальные капитальные вложения на единицу пропускной способности по газу наименьшие, что является основным их преимуществом. Однако существенный их недостаток - трудность в изготовлении, связанная с необходимостью штамповки отдельных заготовок, а затем их сварки.

Вопрос 3.14: Факторы, влияющие на расчет сепараторов по газу и жидкости.

Расчеты сепараторов любых типов, кроме вертикального, без всяких внутренних отбивающих или коалесцирующих устройств на пропускную способность по нефти и газу существенно затрудняются, так как они зависят от целого ряда факторов, исключительно трудно учитываемых.

На работу любого нефтегазового сепаратора значительное влияние оказывают следующие факторы:

1. Физико-химические свойства нефти. В вязких с большой плотностью нефтях, как и в стой­ких нефтяных эмульсиях, пузырьки газа отделяются от жидкости и поднимаются крайне мед­ленно. Это значит, что пропускная способность сепаратора для таких нефтей и эмульсий будет очень низкой, т.е. сепараторы будут работать с большим уносом пузырьков газа.

2. Производительность скважин или скорость подъема уровня нефти в сепараторе. Чем больше производительность подключенных к сепаратору скважин, тем больше скорость подъема уровня в сепараторе. Это значит, что газовые пузырьки с меньшей относительной скоростью будут всплывать в нефти, и сепарация нефти от газа, как и в первом случае, будет плохой. При большой скорости подъема уровня нефти в сепараторе газовые пузырьки, особенно маленького размера, вследствие гравитационных сил не успевают подняться до уровня нефти и будут уноситься из сепараторов потоком этой нефти.

3. Давление в сепараторе и температура нефти. Чем выше давление в сепараторе, тем больше плотность газа, а значит, меньше скорость всплытия пузырьков газа в нефти и падения капелек нефти в потоке газа. Таким образом, увеличение давления в сепараторах приводит к ухудше­нию их работы. Температура нефти и газа в сепараторе играет двоякую роль: увеличение ее снижает вязкость нефти и скорость подъема пузырьков газа из нефти увеличивается, что при­водит к улучшению разделения нефти от газа; с увеличением температуры газовой фазы вяз­кость ее также увеличивается, а это значит, что скорость оседания капелек нефти в газе будет уменьшаться, что приведет к увеличению уноса капелек нефти за пределы сепаратора.

4. Способность нефти образовывать пену и ее стойкость к разрушению. Пенообразующие неф­ти исключительно трудно сепарируются и пока нет широкого выбора эффективных средств по предотвращению образования стойких пен в сепараторах. Пены разрушаются в сепараторах в основном механическим способом и реже физико-химическим.

5. Конструктивные элементы внутреннего устройства сепараторов. Они, как и все перечис­ленные выше факторы, играют при сепарации нефти от газа исключительно большую роль.

6. Обводненность нефти. Наличие в нефти воды и возможность получения стойких вязких эмульсий.

Таким образом, видно, что на пропускную способность нефтяных сепараторов оказывает влияние большое число факторов, учесть или регулировать которые не представляется возможным. Для расчета се­параторов существуют методики отдельных конструктивных элементов сепараторов. На пропускную способ­ность по нефти и газу довольно точно можно рассчитать только вертикальный гравитационный сепаратор без всяких внутренних отбивающих или коалесцирующих устройств, могущих существенно улучшить его сепарирующую способность.

 

Блочные автоматизированные установки типа БАС-1 имеют две модификации: БАС-1-100 и БАС-Ь,! 200. Технологический процесс отделения пластовой воды от нефти в установках типа БАС-1 аналогичен^ процессу в установках КССУ: сырая нефть смешивается с горячей водой для инверсии фаз эмульсий, и | эмульсия прямого типа вводится в слой воды технологической емкости. В маловязком слое воды капли нефти всплывают быстрее, чем осаждались бы капли воды в слое высоковязкой нефти.

Установка типа БАС-1-100 предназначена для предварительного сброса пластовой воды на первой ступени сепарации. Ее используют на нефтяных месторождениях с содержанием воды в нефти более 30 %, обустраиваемых системами совместного сбора нефти и газа. Технологическая емкость этой установки имеет сепараиионный отсек. Пропускная способность установки типа БАС-1-100 по нефти 3000 т/сут и по газу 360 тыс. \г^5/сут.

Установки типа БАС-1-200 предназначены для предварительного сброса пластовой воды на второй ступени сепарации. Конструкция установки БАС-1-200 приведена на рис. 17. Пропускная способность блоч­ной сепарационной установки типа БАС-1 по сырой нефти 5000 т/сут, по газу 50 тыс. м³ /сут.

1 Характеристика ТВО в НГДУ «Туймазанефть»

 

УПС - установка путевого сброса пластовой воды предназначена для путевого сброса пластовой воды с использованием трубного во­доотделителя (ТВО) с закачкой пластовой воды в нефтяные пласты установками УЭЦН. В состав УПС входит: трубный водоотделитель (ТВО); дренажная емкость (ЕД); реагентное хозяйство (БР-2.5). В состав кустовой насосной станции входят: шурфы с насосами; блоки напорных гребенок. Продукция скважин из существующего нефтегазосборного коллек­тора с давлением до 0.9 МПа от узла переключения через успокои­тельный коллектор подается в трубный водоотделитель (ТВО). В ус­покоительном коллекторе происходит расслоение газожидкостной сме­си на три фазы: газ, слой эмульсионной нефти и пластовой воды. Отбор газа производится в начале, отбор воды – в конце успокои­тельного коллектора. Далее жидкость поступает в трубный водоотделитель (ТВО), где происходит отстой воды и отбор газа в верхней части ТВО. Нефть и газ из ТВО выводятся раздельно, затем соединяются и общим потоком поступают в трубопровод нефти и направляются на УПС «Ардатовка», что в 26 км от УПС «Мустафино», а затем общим потоком на УКПК-4. 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 для предотвращения аварийного понижения уровня пластовой воды в ТВО и исключения попадания нефти в систему ППД. Сброс с предохранительного клапана при повышении давления в успокоительном, коллекторе происходит в дренажную емкость (ЕД), откуда жидкость откачивается в трубопровод на УКПН-4.

 

Рисунок 6 - Трубный водоотделитель (ТВО)

 

Пластовая вода из ТВО и успокоительного коллектора направля­ется к насосам ЭЦН, установленным в шурфах и далее через блоки гребенок в нагнетательные скважины системы ППД. В случае планового или аварийного ремонта нагнетательной скважины пластовая вода из индивидуального высоконапорного водо­вода сбрасывается через блок напорной гребенки в шурф, откуда погружным насосом через блоки гребенок перекачивается в действую­щие нагнетательные скважины. Вода из нагнетательной скважины сбрасывается в передвижную емкость.

 

Таблица 6