В статье освещена существующая проблема сбора и подготовки нефти, газа и воды, связанная с разработкой высокообводненных месторождений. Для решения проблем порыва трубопроводов, высоких энергозатрат на перекачку воды, а так же смешения вод различных горизонтов предложено внедрить в производство технологию кустового сброса. Основной задачей кустового сброса является отделение и подготовка до необходимых норм свободной воды, от основной продукции в районе куста добывающих скважин и разгрузка установки предварительного сброса воды (УПСВ). Отделенная и подготовленная вода по трубопроводам направляется в систему поддержания пластового давления, а частично обезвоженная нефть – на УПСВ, где происходит ее до-подготовка, включающая в себя отделение воды и газа из эмульсии.

Показана схема кустового сброса с применением аппаратов типа ТВО (трубный водоотделитель). Для улучшения процесса деэмульсации предлагается внедрение магнитной обработки эмульсии.

Ключевые слова: сбор и промысловая подготовка нефти газа и воды, ранний сброс воды, кустовой сброс воды, магнитная обработка, подготовка воды, нефтеподготовка, импульсное магнитное поле, магнитная установка.

Компания ТОО «Мунай Графика» более десяти лет занимается проектированием обустройства нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, уделяя глубокое внимание изучению вопросов сбора, подготовки и переработки нефтяных и природных газов, отделения и очистки попутно добываемой воды, ее подготовки для дальнейшего рационального использования в том числе и для поддержания пластового давления.

На протяжении продолжительного времени специалисты компании изучали опыт группы Башкирских ученых, таких как доктор технических наук., профессор М.Д. Валеев, их опытно-теоретические обоснования, исследования, расчеты, с целью возможности и эффективности практического применения технологии кустового сброса попутно добываемой воды.

Наиболее распространенная схема промыслового сбора и подготовки нефти, газа и воды на месторождениях включает путевой сброс попутно- добываемой воды на объектах добычи нефти. На рис.1 представлена схема, согласно которой, газо-жидкостная смесь (ГЖС) с куста скважин поступает на АГЗУ, где происходит частичная сепарация нефти от газа и замер количества поступающей продукции. Далее смесь направляется на установку предварительного сброса воды (УПСВ), где происходит разделение продукции на нефть, газ и воду, и предварительный сброс попутно добываемой пластовой воды. При этом смесь газа с нефтью направляется на установку подготовки нефти (УПН), где осуществляется более глубокая подготовка нефти.

Рисунок 1 – Принципиальная технологическая схема

Нефть после УПН направляется к потребителю, газ на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), и на технологические нужны, а вода, с УПСВ и УПН поступает на блочные кустовые насосные станции (БКНС) и далее в систему поддержания пластового давления (ППД).

Многие годы эксплуатации месторождений вышеупомянутым способом позволили выявить ряд общих недостатков присущих данной системе сбора и подготовки.

  1. Высокие темпы выработки запасов месторождений с применением заводнения приводят к прогрессирующему обводнению добываемой продукции скважин, в результате чего увеличивается аварийность трубопроводов, повышаются энергозатраты на встречную перекачку воды, возникает проблема закачки избытка сточных вод в поглощающие горизонты. В этой связи возникает необходимость реконструкции системы сбора.
  2. В случае использования для целей заводнения вод различных горизонтов, неодинаковых по своему физико-химическому составу, происходит смешение потоков и осложнения в подготовке нефти. К примеру, при эксплуатации месторождения имеющего воды турнейского яруса, содержащих в своем составе сероводород H2S, и вод девонского потока, содержащих хлорид железа FeCl2, в результате реакции образуется сульфид железа, который становится стабилизатором водонефтяных эмульсий, трудно поддающихся разрушению.

Решение этих проблем, становится возможным при вводе в ранее существующую схему сбора и подготовки нефти установок кустового сброса воды размещаемых непосредственно на месторождении. Основной задачей кустового сброса является отделение и подготовка до норм ППД свободной воды от основной продукции в районе куста добывающих скважин и разгрузка УПСВ. Отделенная и подготовленная вода по трубопроводам направляется в систему ППД, а частично обезвоженная нефть – на УПСВ, где происходит ее до-подготовка, включающая в себя отделение воды и газа из эмульсии.

Рисунок 2 – Принципиальная технологическая схема с применением кустового сброса

Одним из достоинств технологии кустового сброса является то, что все схемы кустового сброса не являются площадочными объектами требующими:

  • высоких энергозатрат на перекачку и очистку воды
  • высокой металлоемкости объекта
  • постоянного контроля и надзора обслуживающего персонала

Ниже приведена предлагаемая схема кустового сброса воды. Установка кустового сброса состоит из двух аппаратов ТВО (трубный водоотделитель) соединенных таким образом, что в первом реализуется процесс отделения основной массы воды, а во втором ее доочистка с использованием флотационного эффекта.

Установка (рисунок 3) работает следующим образом. Продукция нефтедобывающих скважин 1, представляющую собой газонефтеводную смесь с примесями ТВЧ, поступает для измерения в автоматизированную групповую замерную установку 2. Далее продукция по линии 3 поступает в успокоительный трубопродов 4, где происходит снижение скорости потока и частичное расслоение смеси на компоненты: нефть, газ и воду. Из успокоительного трубопровода 4 смесь поступает в наклонный водоотделитель 5, где она практически полностью расслаивается на компоненты. Нефтяная фаза из верхней части водоотделителя поступает в сборный коллектор 6 системы промыслового сбора, а газовая фаза по линии 8 через задвижку 9 также отводится в сборный коллектор 6.

Вода, отделившаяся в водоотделителя 5, вместе с оставшимися твердыми взвешенными частицами (ТВЧ) и каплями нефти через задвижку 10 и линию 11 поступает в смеситель 12, где она смешивается с частью отделившегося газа, отобранной из линии 8 через линию 13 и задвижку 14. Диспергированная водогазовая смесь из смесителя 12 по линии 15 поступает в распределитель 16 и далее внутрь водоочистителя 17 под гидрофобный слой 29, образуемый с помощью регулятора расхода воды 27, расположенной на линии сброса воды 22.

Соотношение объемов газа, отбираемого на смеситель 12 и отводимого сразу в коллектор 6 регулируется задвижка 14 и 9 и контролируется расходомерами 30 и 31.

Массообмен в смесителе приведет к тому, твердые частицы и нефтяные капли большей частью сконцентрируются на поверхности раздела фаз вода – газ, т.е. на поверхности образуемых газовых капель. При выходе из распределителя 16 пузырьки газа организуют флотацию взвешенных частиц.

В дальнейшем водогазовая смесь в виде диспергированного в воде газа с захваченными частицами ТВЧ и нефти на границе раздела фаз, т.е. на поверхности газовых пузырьков, выйдя из распределителя 16 в слое воды сразу поступит в гидрофобный слой 29 водоочистителя 17. Всплыв через этот слой газовые пузыри разорвутся ввиду того, что выше гидрофобного слоя 29 располагается газовая фаза. Граница раздела фаз газ – нефть гидрофобного слоя будет располагаться на уровне выхода водогазовой смеси из водоочистителя 17 через задвижку 18 и линию 19. Разрыв газовых пузырей при переходе границы нефть – газ будет сопровождаться освобождением ТВЧ от пузырей и их накоплением в верхней части гидрофобного слоя 29. Нефтяные капли по мере прохождения через гидрофобный слой остаются в нем и сливаются с нефтью. Накапливающаяся нефть гидрофобного слоя будет постоянно отводиться из водоочистителя 17 по линии 19 вместе с накапливающимся газом. Регулятор расхода воды 27 позволяет поддерживать толщину гидрофобного слоя и затопление распределителя 16. На рисунке 4 показана зависимость остаточного содержания ТВЧ и нефти в воде для закачки в скважину 26 от объемного содержания газа в воде, поступающей в смеситель 12. Зависимость получена экспериментально на модельной установке сброса воды для нефти с плотностью 880 кг/м3 и вязкостью 0,03 Па.с и воды с плотностью 1000 кг/м3. В экспериментах использовался попутный нефтяной газ, отобранный под давлением из газовой линии установки предварительного сброса воды.

Рисунок 4 – Графическая зависимость содержания ТВЧ и нефти в воде от объемного содержания газа.

Из этого рисунка видно, что наименьшее содержание ТВЧ и нефти достигается при соотношении фаз в пределах 0,3..0,4.Соотношение объемов газа и воды, т.о. устанавливается в этом диапазоне регулированием задвижек 14 и 9.

Рисунок 3 – Работы установки кустового сброса с применением аппаратов типа ТВО.

Установка на линии 11 регулятора расхода 20 не позволяет накапливаться нефтяному слою в водоотделителя 5 в целях предупреждения попадания нефти в водоочиститель 17.

Водная фаза в водоочистителе 17 ниже гидрофобного слоя 29 также будет продолжать очищаться от ТВЧ и нефти. Накапливающаяся в нижней части аппарата грязь периодически удаляется через дренажную задвижку 28.

Для успешного проведения процесса кустового сброса воды и предварительного обезвоживания нефти на УПСВ, необходимо максимально снизить агрегативную и кинематическую устойчивость водонефтяной эмульсии. Для достижения этой цели можно воспользоваться традиционным «реагентным» способом. Для этого необходимо осуществить подачу соответствующего деэмульгатора (выбранного лабораторным способом, для конкретных физико-химических характеристик эмульсии) на ранний участок системы нефтесбора (забой скважины, АГЗУ и др.). Однако, предлагаемый метод интенсификации процесса нефтеподготовки экологически не эффективен, т.к. после обработки продукции скважин реагентом требуется последующее выделение из уже частично обезвоженной нефти остатков реагента, чтобы не загрязнять им окружающую среду. Все эти сложные технологические процессы в свою очередь увеличивают стоимость очистки. Поэтому одной из актуальных задач промысловой подготовки нефти является создание эффективной технологии разрушения агрегативно-устойчивых водонефтяных (в/н) эмульсий с большим содержанием воды, механических и других примесей.

Повышение стойкости промысловых в/н эмульсий часто является следствием увеличения прочности адсорбционных слоев на каплях эмульгированной воды. В большинстве случаев это происходит из-за повышения в нефти концентрации тяжелых компонентов (асфальтенов, смол и т.д.), механических примесей, а также в результате различных физико-химических явлений (эффекты смещения различных нефтей, вод и т.д.). Разрушение нефтяных эмульсий сводится к снижению прочности адсорбционных слоев, капель воды с последующим их слиянием в более крупные капли.

Решение данного вопроса предлагается осуществлять внедрением в производство технологии обработки продукции скважины магнитным полем. Технология основана на уже известной в научной среде способности магнитных полей воздействуя на водо-нефтяные среды добиваться их разделения, дегазации, а так же выделения ферромагнитных примесей.

Данные выводы, получены основываясь на многолетнем опыте нефтяников использовать в качестве оборудования магнитного воздействия аппараты на постоянных магнитах. Проведённый анализ данных лабораторных позволил выявить ряд технических недостатков. А именно, в процессе магнитной обработки целесообразней применять аппараты импульсного воздействия, поскольку в этом режиме проще всего достигается сильное магнитное поле высокой напряженности позволяющее воздействовать на бронирующие оболочки на глобулах воды, разрушая их. Кроме того при импульсной форме изменения напряженности магнитного поля достигается более качественное воздействие на механические примеси присутствующие в обрабатываемой эмульсии в широком диапазоне форм и размеров. Частице определенного размера соответствует свое значение частоты магнитного поля.

Для проведения экспериментов по воздействию магнитного поля на водонефтяные системы была разработана лабораторная установка включающая в себя блок управления (генератор импульсов) и соленоид с патрубками для ввода и вывода обрабатываемой жидкости (рисунок 4).

Рисунок 5 – Схема лабораторной установки.

Где:

  1. генератор импульсов
  2. узел подачи исходной продукции
  3. соленоид
  4. узел сбора получившейся в ходе эксперимента продукции

Поток жидкости подвергается обработке импульсным магнитным полем при протекании через соленоид.

Установка работает следующим образом: выпрямленное напряжение, от выпрямителя сети ВС, подается на накопительные емкости Сн, которые выполняют функции фильтрующей емкости и основного накопителя энергии (рисунок 5). Далее с фильтра энергия поступает на зарядно-разрядный модуль ЗРМ с емкостными накопителями энергии ЕНЭ. Управляющие сигналы на ЗРМ поступают с системы управления СУМ, которая формирует импульсы различной частоты следования, и далее на индуктивный реактор РА (активный реактор).

Рисунок 6 – Функциональная схема генератора.

Где:

  1. выпрямитель напряжения сети
  2. фильтрующие емкости
  3. зарядно-разрядный модуль с емкостными накопителями энергии
  4. система управления
  5. индуктивный реактор

Технические характеристики

Параметр Значение
Частота следования импульсов 0-50 Гц с шагом 5 Гц
Максимальное напряжение на конденсаторе фильтра выпрямителя 700-800 В
Максимальное напряжение на разрядном конденсаторе 1000 В
Максимальная амплитуда тока реактора 50 А
Форма импульса тока затухающие колебания
Число колебаний 3
Общая длительность 1-2 мс
Напряженность магнитного поля на оси соленоида 5-10 кЭ

Проведя опыты по воздействию магнитного поля на водонефтяные эмульсии и получив положительные результаты, было решено интегрировать данную технологию в производство.

Суть предлагаемой технологии заключается в следующем: продукция с куста скважин в виде газо-жидкостной смеси поступает на АГЗУ (рисунок 6). На выкидной линии одной из добывающих скважин устанавливается установка магнитной обработки (УМО). Поступившая на АГЗУ продукция со всех скважин смешивается и направляется дальше по ступеням обработки. Тем самым, обработав одну скважину, в конечном итоге омагничивается весь объем ГЖС.

Рисунок 7 – Схема обработки продукции скважин магнитным полем.

Предполагаемые результаты:

Совместное внедрение в производство магнитной обработки в/н эмульсии с ранним сбросом воды на месторождении позволит в перспективе:

  1. Осуществлять сброс основной массы попутнодобываемой пластовой воды непосредственно на месторождении (до 80 % от добываемого объема жидкости);
  2. Повысить качество подготовки нефти и воды за счет дополнительной деэмульсации нефти на ранних участках сбора;
  3. Разгрузить УПСВ, стабилизировать работу УПН;
  4. Снизить объемы баластной перекачки в интервале добывающая скважина – нагнетательная скважина;
  5. Значительно экономить электроэнергию;
  6. Снизить протяженность низко- и высоконапорных водоводов;
  7. Снизить количество порывов по причине коррозии;
  8. Предотвратить смешение вод различных горизонтов;
  9. Снизить нормы расхода воды из поверхностных источников;
  10. Избежать высоких затрат на реконструкцию объектов водоподготовки;
  11. Улучшить экологическую ситуацию района расположения предприятия;
  12. Снизить коррозию нефтяного оборудовании.

На предыдущую страницу