авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Совершенствование технологии кустового сброса и очистки попутно-добываемой воды с использованием трубных аппаратов

-- [ Страница 2 ] --

Для трубных вариантов более целесообразно применять тонкослойный отстойник на базе технологии M-PAK® компании Facet.

В ходе проведения анализа существующих систем сбора была определена технологическая необходимость организации кустового сброса воды с последующей ее закачкой в систему ППД, обоснована целесообразность применения трубных аппаратов для организации технологии взамен емкостных. Также были проанализированы и выбраны оптимальный способ и устройства для осуществления очистки отделенной пластовой воды.

Вместе с тем, в настоящее время отсутствует научное обоснование совмещения технологического процесса сброса воды с ее очисткой непосредственно в теле трубного аппарата, поэтому дальнейшие исследования направлены на разработку технологии кустового сброса и подготовки воды. Для этого необходимо проведение исследований, направленных на определение физико-химических свойств добываемых жидкостей, подбор химических реагентов и моделирование технологического процесса разрушения эмульсии в теле трубных аппаратов.

Во второй главе разработаны технология и технические средства, позволяющие осуществлять сброс и подготовку воды на кустах добывающих скважин Ново-Киевского нефтяного месторождения ЗАО «Санеко» и Киенгопского нефтяного месторождения ОАО «Удмуртнефть».

С целью снижения металлоемкости и габаритных размеров установки разрабатываемая технология кустового сброса воды должна включать два блока: блок сброса воды и блок подготовки воды (рисунок 4).

Рисунок 4. Технология кустового сброса воды с указанием основных элементов.

В работе Д.Ю. Гизбрехта «Стратегическое развитие системы сбора и транспорта высокообводненной продукции скважин ОАО «АНК «Башнефть» (Нефтяное хозяйство, 2010г., №2, с.102-105) наличие дополнительного блока очистки воды обосновано низкими показателями качества очистки отделившейся пластовой воды, колеблющимися в широких пределах и зависящими от свойств нефти и воды. В среднем содержание нефтепродуктов в сбрасываемой воде при номинальной нагрузке на блок сепарации воды составляет более 200 мг/л, что превосходит минимально допустимые качественные показатели более чем в 4 раза (рисунок 5).

 Зависимость качества воды от величины сброса ее от максимального-4

Рисунок 5. Зависимость качества воды от величины сброса ее от максимального возможного потенциала сброса воды (а) и удельной нагрузки на установку (б): 1,2 – обводненность нефти на входе в установку соответственно менее и более 60%.

Как видно из представленных выше материалов, при реализации технологии кустового сброса воды очистка отделяемой пластовой воды от нефтепродуктов и механических примесей является приоритетной задачей.

Реализация технологии кустового сброса воды планировалась на Ново-Киевском месторождении ЗАО «Санеко». Обзорная схема расположения промышленных объектов Ново-Киевского месторождения в районе строительства установки представлена на рисунке 6.

Добыча нефти осуществляется с двух кустов - № 1 и № 2, включающих от 5 до 7 добывающих скважин. Средняя обводненность добываемой жидкости составляет 70 %. На каждом кусту на автоматической групповой замерной установке (АГЗУ) ведется дозировка реагента-деэмульгатора для разрушения эмульсии, и происходит предварительный сброс свободной воды в аппаратах УПСВ. Затем частично обезвоженная водонефтяная эмульсия с содержанием остаточной воды 20-40 % поступает на УПН, где производится полное обезвоживание и обессоливание продукции.

 Схема расположения установки кустового сброса воды. На основании-5

Рисунок 6. Схема расположения установки кустового сброса воды.

На основании проведенных исследования физико-химических свойств нефтей, нефтяных эмульсий и пластовых вод Ново-Киевского месторождения можно сделать вывод, что продукция добывающих скважин – высокообводненная эмульсия. Нефтяная фаза сернистая, с высоким содержанием смол и асфальтенов. Пластовая вода жесткая, высокоминерализованная, хлоркальциевого типа. Наилучшим реагентом для проведения предварительного обезвоживания нефти на УПСВ является деэмульгатор ФЛЭК-022, который при расходах 25 и 50 г/т нефти позволяет удалять максимальное количество воды из нефти, при этом содержание остаточной воды в нефти снижается до значений 0-1,85 % как в летний период, так и в зимний. После предварительного обезвоживания смеси нефтей с кустов 1 и 2 с использованием реагентов ФЛЭК-022 и АМ-7Б-3 в сбрасываемой воде наблюдается небольшое количество взвешенных частиц (0,8-4,3 мг/л). В то же время исследуемые воды характеризуются высоким содержанием диспергированных глобул нефти, причем наибольшее количество нефти остается в воде после применения базового деэмульгатора АМ-7Б-3 (245,9-344,3 мг/л). Так как на данном месторождении норма по содержанию в сточной воде нефти 40 мг/л, предложено перед закачкой в пласт осуществлять ее подготовку.

Для разработки принципиальной технологической схемы установки кустового сброса воды были приняты следующие данные (таблица 2), полученные в ходе лабораторных экспериментов, проведенных в промысловой лаборатории ЗАО «Санеко» и лаборатории ООО «РН-УфаНИПИнефть».

Таблица 2 - Общие показатели работы установки кустового сброса воды

Параметр Значение
Производительность, м3/сутки: по жидкости по нефти по воде по газу (при стандартных условиях) 1724,4 … 1937,8 479,9 … 830,1 894,3 … 1457,9 7400 … 12800
Температура (зима/лето), оС: на входе в установку на выходе из установки 15 … 19/25… 30 15 … 19/25… 30
Давление на входе, МПа: 1,0 … 1,6

Схема установки приведена на рисунке 7. Водонефтегазовая смесь с кустов 1 и 2 Ново-Киевского месторождения (обводнённостью до 72%) поступает через гидродинамический коалесцер (ГДК) (3) и депульсатор (Д) (4) в корпус ТВО (5). Скорость течения в ГДК составляет не более 0,6 м/с, что позволяет использовать его в качестве успокоительного коллектора (так как скорость смеси в нём не более 1 м/с).

Рисунок 7. Принципиальная технологическая схема установки кустового сброса воды на Ново-Киевском нефтяном месторождении: 1 – автоматическая групповая замерная установка (АГЗУ); 2, 6 – блок дозировки реагента (Бр); 3 - гидродинамический коалесцер (ГДК); 4 – депульсатор (Д); 5 – трубный водоотделитель (ТВО); 7 – клапан; 8 – отстойник воды (ОВК); 9 – буферная емкость (БЕ); 10 – узел учета воды (УУВ); 11 – частотно-регулируемый привод (ЧРП); 12 - насос внешней перекачки воды (ВНПВ); 13 – емкость подземная (ЕП); 14 - дренажная емкость (ДЕ); 15 – шламосборник (Ш).

Ввод жидкости из депульсатора Д в корпус ТВО осуществляется тангенциально, со стороны меньшей оси эллипса (зеркало жидкости в наклонной трубе представляет эллипс, характеризующийся большей и меньшей осями), на границе раздела «жидкость-газ». Такое выполнение ввода позволяет:

сразу отводить в газовый участок весь предварительно отделённый газ, не допуская его перемешивания с жидкостью;

равномерно распределить поступающий поток водонефтяной эмульсии по зеркалу «жидкость-газ»;

практически исключить дополнительное перемешивание эмульсии всплывающими пузырьками газа;

использовать для очистки воды всю толщину нефтеотстойного участка.

Отделившийся попутный нефтяной газ с депульсатора сразу поступает в газовый участок ТВО.

В нефтеотстойном участке ТВО происходит разделение водонефтяной эмульсии на нефть, воду и газ под действием гравитационных сил. Разделение происходит на границе «жидкость-газ», по толщине нефтеотстойного участка и на границе раздела «нефть-вода». Согласно проведенным лабораторным исследованиями время пребывания жидкости в ТВО должно составлять не менее 30 мин.

Далее частично обезвоженная дегазированная нефтяная эмульсия по отводящим трубопроводам подается на УПН для подготовки до требуемой группы качества.

Вода из нижней точки водоотстойного участка ТВО поступает в трубопровод отвода воды при рабочем давлении 1,6 МПа и далее на глубокую водоподготовку и дегазацию в отстойник воды ОВК (8) типа ОВК-100/1,6 (отстойник воды вместимостью 100 м3 с давлением 1,6 МПа), который позволяет достигнуть на выходе концентрации нефтеподуктов до 40 мг/л, КВЧ до 40 мг/л и обеспечить дегазацию воды.

Газ из ОВК отводится по газовой линии на свечу рассеивания.

Из отстойника пластовая вода перекачивается в систему поддержания пластового давления (ППД) посредством высоконапорной насосной установки (ВНПВ) (12) под давлением 10 МПа. В зависимости от уровня воды в ОВК посредством частотно-регулируемого привода (ЧРП) (11) осуществляется изменение производительности насосов ВНПВ.

Отвод нефти из гидрофобного слоя отстойника ОВК производится в дренажную ёмкость ДЕ (14) вместимостью 8 м3. Откачка нефти из ДЕ производится, по мере заполнения, насосом в нефтегазопровод, идущий от ТВО.

Для проектирования данной установки были рассчитаны размеры основного технологического оборудования. Так, на основании лабораторных экспериментов время пребывания эмульсии в ТВО составляет не менее 30 мин. За это время в неё поступит (в год максимальной добычи жидкости):

жидкости – 80,8 м3/час;

газа (при стандартных условиях) – 154,2 м3.

В связи с небольшими размерами площадки под строительство установки кустового сброса воды возникают ограничения по длине ТВО. Для её уменьшения используется труба максимально выпускаемого диаметра – 1400 мм. Вместимость 1 погонного метра составляет v=1,54 м3. Согласно РД 39-0004-90 коэффициент заполнения объёма аппарата жидкостью составляет 0,6. В расчетах принят коэффициент заполнения объёма ТВО жидкостью 0,725. Тогда расчетная длина ТВО составляет:

Выбрана длина ТВО 36 м (при этом коэффициент заполнения объёма жидкостью - 0,725).

Угол наклона ТВО составляет 4о. Зеркало «нефть-вода» в нём представляет эллипс площадью 24,4 м2 (длина большой оси 22,2 м, длина малой оси – 1,4 м) и расположенный параллельно поверхности горизонта. Толщина (по вертикали) нефтеотстойного участка будет не менее 0,5 м.

В качестве базового используется отстойник воды горизонтальный гидрофобный ОГВ-Г-50 производства ОАО «Салаватнефтемаш», который позволяет очищать воду от нефтепродуктов до 15…20 мг/л и механических примесей до 20  мг/л. Объём такого отстойника 50 м3 - его производительность составляет 2000 м3/сутки, что обеспечивает достаточный резерв по заданному объёму закачки воды в год максимальной добычи жидкости - 1504 м3/сутки.

Вместимость буферной ёмкости определялась из условия обеспечения требуемого объёма откачки воды из неё в течение 25 мин при коэффициенте заполнения жидкостью 0,6. Объём откачки воды составляет 62,7 м3/час. Тогда расчетная вместимость буферной ёмкости равна:

(62,7 м3/час*0,42 ч)/0,6 = 43,9 м3

Выбран объём буферной ёмкости 50 м3.

При расчете нагрузок на фундамент ТВО, основную массу составляет труба длиной 36 м, диаметром 1,4 м и толщиной стенки 10 мм.

Площадь поверхности ТВО:

Вместимость ТВО:

Масса ТВО равна:

Масса воды в ТВО при полном заполнении:

Суммарная масса ТВО при полном заполнении водой:

Суммарная вес ТВО при полном заполнении водой:

Так как у ТВО 4 опоры, то при условии равномерного распределения нагрузки по опорам нагрузка на 1 опору составляет 16,7 т.

В рамках диссертационной работы разработаны технические решения, позволяющие организовать очистку попутно-добываемой пластовой воды без привлечения дополнительных емкостей (рисунок 8).

Рисунок 8. Предлагаемая схема модернизации трубного водоотделителя ТВО: 1 – корпус ТВО; 2 – вход ГЖС; 3 – выход воды; 4 – выход газа; 5 – колпак для сбора механических примесей; 6 – наклонный фильтр-коалесцер; 7 – вертикальный фильтр-коалесцер; 8 – патрубок отвода нефти.

Предлагаемое техническое решение конструкции трубного водоотделителя способствует повышению качества подготовки отделенной пластовой воды в теле трубного аппарата. Применение наклонного и вертикального фильтров-коалесцеров способствует успокоению потока и, тем самым, снижению сопротивления, оказываемому на всплывающую частицу нефти или осаждающуюся твердую частицу механической примеси.

Наклонный фильтр-коалесцер (

рисунок 9 а,б) служит для предварительного успокоения потока, «грубого» разделения на нефтяную и водяную часть, а также для разрушения пены. Газожидкостной поток, поступая в тело трубного водоотделителя, под действием гравитацонных сил сепарируется на «нефтяную» и «водяную» фазы, разделенные между собой промежуточным слоем. Нефтяная фаза в большей степени состоит из нефти с некоторым содержание воды, механических примесей, природных эмульгаторов, газа и т.д., водяная часть - из воды с остаточным содержанием нефтепродуктов, механических примесей и растворенного попутного нефтяного газа.

а б

Рисунок 9. Наклонный фильтр-коалесцер: а – общий вид, б – изометрия.

Конструкция фильтра-коалесцера способствует уменьшению столба жидкости за счет наличия параллельных перегородок:

H1 = h2 + h3, (2.1)

где Н1 – высота столба жидкости в корпусе ТВО в случае отсутствия перегородок;

h2, h3 – высота столба жидкости при наличии наклонных перегородок.

Отделенная на наклонном фильтре-коалесцере (рисунок 9) пластовая вода занимает нижнюю часть корпуса ТВО, где поступает в вертикальный фильтр-коалесцер (рисунок 10), работающий по принципу «сообщающихся сосудов».

Вертикальный фильтр-коалесцер (рисунок 10) выполнен из пластин рифленой формы, соединенных на стальных стержнях таким образом, что образуется «сотовая» структура коалесцирующего элемента. Поток жидкости (пластовая вода с остаточными нефтепродуктами и механическими примесями), поступая в «сотовую» структура фильтра, движется с постоянной скоростью, но с переменным объемом. Таким образом, формируются, в некоторой степени, «застойные» зоны, в которых происходит укрупнение капель нефти и осаждение механических примесей.

Коалесценция глобул нефти происходит во всем объеме движения потока жидкости и, доходя до последней перегородки, нефтяная составляющая укрупняется и занимает, в основном, верхнее граничное положение.

 Вертикальный фильтр-коалесцер. Схема работы вертикального-17

Рисунок 10. Вертикальный фильтр-коалесцер.

Схема работы вертикального фильтра-коалесцера представлена на рисунке 11.

Рисунок 11. Схема работы вертикального фильтра-коалесцера: V1об, V2об – объем жидкости, v1ск, v1ск – скорость движения потока.

Для удобства, объединенные исходные данные, необходимые для проведения расчета длины фильтра-коалесцера, сведены в таблицу 3.

Таблица 3 – Исходные данные для расчета вертикального фильтра-коалесцера

Обозначение Наименование Значение
КВЧ ОНП
Коэф., учитывающий гидродинамические условия потока 1,25 1,25
КФ Коэф., учитывающий форму поперечного сечения элемента 1,0 1,0
НО Высота элемента, м 0,99 0,99
VO Ср. скорость потока в элементе, м/с 0,013 0,013
UO Расчетная скорость осаждения/всплытия, м/с 0,135 м/с 0,218
Угол наклона элемента к горизонтали, град. 45 180
КАГ Коэф. агломераций, учитывающий влияние осадка 1,15 1,3
КСТ Коэф. учитывающий стеснение сечения потока 0,75 0,75
VH Удельная нагрузка по нефти, м/с 0,1884 0,3587
К1, Расчетный коэффициент 2,48756 2,48756
К2, Расчетный коэффициент 2,0973 1,9553
КОИ Коэф. учитывающий гидравлическое совершенство элемента 0,67 0,67
КК Конструктивный коэффициент 0,8 0,8


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.