Содержание к диссертации
Введение
1. Эволюция систем сбора, промыслового транспорта и подготовки /продукции скважин в процессе разработки месторождения .. 10
1.1. Анализ существующих технологических схем систем сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин 10
1.2. Развитие функциональных возможностей систем совместного сбора и транспорта продукции скважин
1.2.1. Методы и средства расширения области применения 25
1.2.2. Совмещение процессов однотрубного сбора, транспорта и деэ-мульсии нефти 27
1.2.3. Совмещение процесса однотрубного сбора, транспорта и путевого сброса воды 1.3. Обобщающие варианты и проектирование систем сбора, транспорта и подготовки нефти, применяемые на нефтяных месторождениях 31
1.4. Выводы 36
2. Анализ технологических процессов подготовки воды для системы ппд на арланском месторож дении 38
2.1. Изучение качества подготовки воды в герметизированных труб
ных водоотделителях
2.2. Изучение особенностей резервуарной подготовки воды на уста новках комплексной подготовки нефти 44
2.3. Подготовка воды в герметичных отстойниках на установках комплексной подготовки нефти 47
2.4. Выводы 51
3. Конце пция блочной реконструкции системы сбора сбора, внутрипромыслового транспорта и под готовки нефти в нгду "арланнефть" 53
3.1. Рациональные границы эволюционной адаптации систем неф-тегазосбора 53
3.2. Основные принципы реконструкции системы сбора подготовки нефти, газа и воды 56
3.3. Обоснование выбора ЦПС 64
3.4. Транспорт газожидкостных смесей в системе сбора продукции скважин 66
3.5. Выводы 74
4. Основные принципы разделения трехфазных смесей и очистки сточных вод 76
4.1. Некоторые особенности предварительного разделения продукции скважин 76
4.2. Обоснование подготовки продукции скважин к отделению от воды в трубных водоотделителях при однотрубной системе неф-тесбора 80
4.3. Выводы
5. Стендовые исследования технологических процессов подготовки воды и их оперативный контроль 90
5.1. Стендовые исследования работы трубных водоотделителей 90
5.2. Оперативный контроль технологического процесса на промысловых установках сброса сточных вод 96
5.3. Выводы 104
Основные выводы 105
Список использованных источников
- Методы и средства расширения области применения
- Изучение особенностей резервуарной подготовки воды на уста новках комплексной подготовки нефти
- Основные принципы реконструкции системы сбора подготовки нефти, газа и воды
- Обоснование подготовки продукции скважин к отделению от воды в трубных водоотделителях при однотрубной системе неф-тесбора
Методы и средства расширения области применения
При проектировании, строительстве и эксплуатации систем сбора, промыслового транспорта и подготовки нефти, газа и воды должны учитываться геолого-технические условия разработки месторождений, требования обеспечения запроектированных объемов добычи нефти и газа, [54,110] состав и свойства продукции скважин, величина устьевых давлений, применяемые способы эксплуатации скважин, возможность обеспечения контроля за процессом разработки, выполнение требований охраны окружающей среды [19,20,28,33,65].
Вопросам создания и совершенствования систем сбора и подготовки нефти на промыслах посвящены работы многих отечественных и зарубежных исследователей, среди которых следует отметить Афанасьева В.М., Галина Ф.М., Голубева В.Ф., Гужова А.И., Гумерова А.Г., Дьячука А.И., Емкова А.А., Каспарьянца К.С, Корнилова Г.Г., Крюкова В.А., Лобкова А.И., Лутошкина Г.С, Мавлютову М.З., Мансурова Р.И.,Медведева В.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Позднышева Г.Н., Соколова А.Г., Тронова В.П., Юсупова О.М. и др. [17,21,36, 52,68,69,71,73,79,80].
Развитие систем сбора в нашей стране началось с самотечной или точнее, двухтрубной системы, при которой нефть и газ собираются раздельно, по самостоятельным трубопроводам (рис. 1). Сепарация нефти от газа производится в индивидуальных или групповых трапных установках расположенных непосредственно у скважин при абсолютном давлении не превышающем 0,15 Мпа [37,53,56,96].
Система предполагает сооружение на территории нефтепромысла участковых и промысловых сборных пунктов с насосными станциями, газосборных компрессорных станций, разветвленной сети нефтесборных и газосборных трубопроводов и целого ряда других сооружений, вследствие чего эта система требует больших капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат. Система металлоемка.
Потери нефти от испарений составляют 2,3 - 3,0% вес. [ 1 ] без учета потерь попутного газа, который выделяется в большом количестве из мерников.
Принципиально новую систему сбора и транспорта нефти и газа на бакинских и туркменских промыслах предложили Ф.Г.Баронян и С.А. Везиров [85,136]. Основой этой схемы является совместный сбор и транспорт продукции всех нефтяных скважин (насосных, компрессорных и фонтанных) до промыслового сборного пункта под давлением порядка 0,5 -г 0,6 МПа (рис. 2).
Газ I ступени сепарации отделяется при давлении около 0,5 - 0,6 МПа и транспортируется к потребителю за счет давления в сепараторах или при помощи компрессоров.
Газ II ступени сепарации, отделяющийся при давлении 0,1 МПа, отбирают вакуумными компрессорами, осушают и закачивают в напорные газопроводы.
В зависимости от стойкости нефтяных эмульсий реагент-деэмульгатор дозируют на устье скважин, на групповой замерной установке или перед I ступенью сепарации. Это приводит к тому, что обработанная реагентом-деэмульгатором дегазированная обводненная нефть, поступая в сырьевые резервуары участковых пунктов сбора, легко отстаивается с отделением основного количества воды и песка, которые сбрасывают в систему очистки сточных вод. Нефть из резервуаров участковых нефтесборных пунктов насосами Схема сбора Бароняна- Везирова 1- фонтанная скважина; 2- насосная скважина; 3- компрессорная скважина; 4- сепараторы мерники высокого давления; 5- групповая замерная установка; 6- сепаратор нефтесборного пункта; 7- отстойники; 8- резервуар буферный; 9- насосы; 10- резервуары установки подготовки нефти; 11- компрессоры; 12- напорный газопровод; 13- трубопровод сырой нефти на УТШ; 14- возможные точки дозирова ния реагента-деэмульгатора; 15- пластовая вода на очистку. Рис. OJ подают на обезвоживающую установку центрального нефтесборного пункта или (при достаточной глубине обезвоживания) непосредственно на нефтеперерабатывающий завод.
По этой схеме протяженность выкидных линий и сборных коллекторов, по которым осуществляется совместный сбор и транспорт нефти и газа, составляет 2-3 км. Система нефтегазосбора Ф.Г.Бароняна и С.А.Везирова по сравнению с раздельной системой сбора нефти и газа обеспечила значительное уменьшение потерь нефти и газа и сокращение расхода металла и денежных средств. В этой системе меньше трубопроводов, но необходимость строительства на промыслах большего числа мелких пунктов сбора с очистными сооружениями, парками резервуаров, насосными и компрессорными станциями ограничивает область применения данной схемы. Однако практически с этой системы началось развитие однотрубной системы сбора внутрипромыслового транспорта продукции скважины [85].
Схема сбора с участковой сепарацией разработана применительно к условиям нефтегазодобычи в восточных нефтяных районах (рис. 3) [11,12,26,129].
Газожидкостная смесь из скважин через групповые замерные установки поступает на участковую сепарационную установку под действием энергии пласта или напора глубинных насосов. Здесь же производится замер расхода жидкости поступающей со всего участка. Абсолютное давление сепарации обычно находится в пределах 0,4 - 0,7 МПа и определяется из условий без-компрессорного транспорта газа потребителю. Частично разгазированная нефть транспортируется до ЦПС, где и происходит ее окончательное разгази-рование. По этой схеме компрессорные станции для сбора газа не применяются [25,112].
Изучение особенностей резервуарной подготовки воды на уста новках комплексной подготовки нефти
При традиционных методах проектирования реконструкции систем сбора, как это было показано в разделе 1, в качестве исходных данных для расчетов принимаются условно постоянные показатели, отнесенные к определенному периоду разработки. Обычно принимают либо значения максимальной добычи и соответствующие ей вязкости добываемой продукции, либо значения максимальной вязкости продукции и соответствующую ей величину отбора жидкости. Следовательно выполненные по таким проектам системы работают эффективно лишь в момент совпадения фактических и проектных показателей и в процессе дальнейшей разработки месторождения могут быть недогружены или перегружены [39].
Технологический подкомплекс сбора, транспорта и учета нефти должен обеспечивать, в частности, формирование потоков по физико-химическим свойствам (в том числе по реологическим параметрам), равномерное распределение продукции по технологическим линиям.
В ВНИИСПТнефть Репиным Н.Н., Дьячуком А.И. и др. были сформулированы и практически реализованы принципы конструирования адаптивных систем сбора, технико-технологические параметры которых могут быть оперативно изменены и приведены в соответствии с изменившимися условиям разработки, то есть изменившимися физико-химическим свойствам добываемой жидкости и газов, их объемам, проявлению различного рода осложнений [107]. В соответствии с [107] в системе нефтегазосбора должны быть предусмотрены закольцованные участки, образованные трубопроводами-перемычками, соединяющими некоторые периферийные узловые точки сети с узловыми точками основных коллекторных линий. Перемычки строятся по мере надобности в процессе эксплуатации системы сбора и используются для перераспределения потоков продукции между элементами нефтегазосборной сети при перегрузках, авариях, ремонтных работах, изменении скорости или состава транспортируемой по коллекторам продукции.
В НГДУ «Арланнефть», которое эксплуатирует крупные нефтеносные площади - Арланскую, Николо-Березовскую и ряд других используются многие элементы адаптивных систем нефтесбора. В настоящее время обводненность продукции превысила 90% и поддержание рентабельности добычи нефти мероприятиями эволюционного характера, в том числе использованием адаптивных систем сбора, не представляется возможным.
Адаптивные системы нефтегазосбора отличаются тем преимуществом, что при малых энергозатратах и малых затратах и материальных и технических средств позволяют оперативно реагировать на изменения объемов и реологических свойств перекачиваемых сред в различных звеньях системы сбора, устраняя их негативные последствия. Наибольший эффект подобные системы имеют на первых стадиях разработки, особенно при существовании на месторождении раздельного сбора обводненной и безводной нефти. Подобные системы остаются достаточно эффективными и на поздних стадиях разработки до тех пор, пока на месторождении существуют сопоставимые объемы добываемых эмульсий сильно отличающихся по своей вязкости, например, эмульсии прямого и обратного типа.
Адаптивные системы нефтегазосбора, являясь составной частью природ-но-техногенных нефтегазовых комплексов, как и любые другие технические системы, имеют свою рациональную область применения. На поздних стадиях разработки в какой-то момент времени, когда обводненность продукции становится столь высокой, что во всех звеньях системы наблюдается движение прямых эмульсий практически одинаковой вязкости, адаптивные системы сбора исчерпывают свои возможности. На данном этапе эксплуатации систем сбора нужны уже не эволюционные технологические операции по оптимизации работы систем, а радикальные методы реконструкции физически и морально устаревших объектов промыслового обустройства - систем сбора и подготовки нефти, газа и воды, связанные с сокращением протяженности промысловых трубопроводов, количества установок подготовки нефти на месторождении, а также других объектов сбора и подготовки нефти.
Дело в том, что при освоении нефтяных месторождений капитальные вложения на разбуривание и промысловое обустройство увязываются с извлекаемыми запасами и уровнями добычи нефти. По мере уменьшения запасов и падения объемов добычи для замедления темпов снижения рентабельности производства нужно изыскивать пути снижения затрат на эксплуатационные расходы и обновление основных средств.
Остаточные запасы нефти на разрабатываемых нефтепромысловым управлением «Арланнефть» площадях и залежах относятся к сильно обводненным и трудноизвлекаемым. Добыча нефтей такой категории запасов сопряжена с большими материальными и энергетическими затратами. Поэтому неизбежная реконструкция систем сбора, подготовки нефти и ППД должна базироваться на минимально необходимых, но достаточных капитальных вложениях. Эти системы, в разумных пределах, должны упрощаться, следует снижать их металлоемкость (т.е. базу налогообложения) и энергоемкость, а также техногенные нагрузки на окружающую среду.
В НГДУ существует четыре пункта сбора и подготовки нефти. Все они перегружены по воде и недогружены по нефти. С добываемыми объемами нефти может справиться одна из имеющихся установок - Шушнур.
Основные принципы реконструкции системы сбора подготовки нефти, газа и воды
Разделение трехфазных смесей имеет ряд особенностей, обусловленных сложностью углеводородного состава нефти и газа, наличием в воде и нефти различных примесей, растворенных солей, коллоидных и твердых частиц. На границе раздела фаз образуются поверхностные слои, свойства которых отличаются от свойств как дисперсионной среды, так и дисперсной фазы. Скорость коалесценции, а следовательно, разделения фаз, зависит от дисперсности и концентрации включений, структуры смеси, состояния поверхностных слоев, количества и типа природных стабилизаторов пен и эмульсий.
Эмульсии прямого типа с обводненностью нефти выше критической, как правило, в аппаратах легко расслаиваются на два слоя: водяной и нефтяной.
На границе между нефтяным и водяным слоями образуется так называемый промежуточный слой, устойчивость которого зависит от дисперсности составляющих его капель, прочности граничных слоев пленок нефти, содержания в них адсорбционных взвесей, частиц асфальтенов, твердых парафинов.
Разрушение промежуточного слоя происходит за счет гравитационного осаждения наиболее крупных водяных капель до границы со свободной водой. Слияние водяных капель со слоем свободной воды осуществляется за счет утоньшения и разрыва пленки нефти в нижней «купольной» их части на границе с водой. Высвобождающаяся при этом нефть, всплывая по каналам (перегородкам) между каплями, препятствует их коалесценции.
Таким образом, для разрушения промежуточного слоя необходимо, во-первых, обеспечить достаточную подвижность нефтяных пленок, обволаки 77 вающих водяные капли, во-вторых, максимально возможную в аппарате площадь контакта со слоем свободной воды. Из рассмотрения особенностей разделения газоводонефтяных смесей можно сделать следующие выводы: - после разрушения эмульсии процессы выделения пузырьков газа и осаждения воды из газо-водонефтяной смеси протекают одновременно и должны осуществляться совместно в трубопроводной системе сбора и ее конечных участках и установках без повторного перемешивания и диспергирования фаз.
Своевременный ранний сброс свободной воды из системы сбора на стадии предварительного обезвоживания повышает вероятность получения воды с минимальным содержанием диспергированной нефти и мехпримесей, облегчающим ее подготовку и очистку перед закачкой в системе ППД. Технологические схемы предварительного обезвоживания и очистки пластовых сточных вод должны базироваться на совмещенной технологии разделения, включающей следующие приемы: - разрушение агрегативной устойчивости газоводонефтяной смеси в системе сбора и ее конечных участках за счет использования естественных факторов и, при необходимости, физико-химического воздействия [137,138,139]; - создание в конечных участках системы сбора гидродинамических условий для предварительного расслоения разрушенной газожидкостной смеси; - реализация эффекта расслоения газожидкостной смеси для раздельного (послойного) ввода предварительно разделенных газа, нефти и воды в соответствующие функциональные узлы [140].
Технологическая схема должна быть мобильной, способной настраиваться не только на оптимальный режим при подготовке продукции скважин с различной физико-химической характеристикой, но и позволять осуществлять корректировку технологии при изменении обводненности нефти, газосодержания или других осложнениях, например, смешении разносортных нефтей. Технология предварительного разделения продукции скважин в системе сбора должна предусматривать минимальный расход реагентов-деэмульгаторов при максимальном использовании естественных факторов (склонности ГЖС к расслоению, теплосодержания продукции для ведения процесса без подогрева продукции и т.п.). В связи с этим к степени предварительного обезвоживания нефти не предъявляются определенные нормативы, так как окончательная ее подготовка осуществляется на УПН. Выбор методов воздействия на продукцию с учетом требуемой степени предварительного обезвоживания в системе сбора осуществляется на основании технико-экономического обоснования.
Для эффективного использования перечисленных приемов построение технологической схемы и применяемое в ней оборудование должны отвечать следующим требованиям: - обеспечение непрерывности разделения ГЖС во всех элементах, начиная с конечного участка системы сбора и включая трубные водоотделители; - создание автомодельной (саморегулируемой) гидравлической системы, обеспечивающей работоспособность и технологическую надежность установок в достаточно широком диапазоне нагрузок, объемных содержаний фаз и их физико-химических свойств, изменяющихся во времени. Первое требование обеспечивается совмещением в аппаратах и ТВО одновременно протекающих процессов разделении нефти, газа и воды. Второе требование основано на гидростатическом взаимодействии столбов газа, нефти и воды в успокоительном коллекторе, аппарате или ТВО, регулирующих устройствах с учетом их высотных отметок и гидростатических сопротивлений трубной системы. Характеристика поступающего сырья (продукции скважин) при использовании совмещенной технологии должна ограничиваться предельными значениями следующих основных показателей:
Обоснование подготовки продукции скважин к отделению от воды в трубных водоотделителях при однотрубной системе неф-тесбора
Неизвестные коэффициенты а и к определяем по методу наименьших квадратов, решая систему уравнений N.a + Iti.k= Іуі (12) Zti.a + Zxi2.k= ЕУІ.ХІ. где Na- количество наблюдений. На рис 31 представлен первый интервал времени с февраля по апрель месяц, и второй интервал времени, май июнь месяц, где согласно уравнению (11) на первым интервале времени имелась тенденция роста содержания нефтепродуктов в СВ, при темпе роста на единицу времени равном 0.12 кратно (к=+0.12 ), аза второй период времени наблюдается снижение, где темп снижения составляет 0.13 (к=-0.13). Одной из причин показанного является факт, что с середины апреля в НГДУ приняты дополнительные меры по оперативному контролю за содержанием нефтепродуктов в СВ и поддержанию оптимального технологического режиме всех установок ТВО.
На рисунке 32 кроме динамики изменения содержания нефтепродуктов в СВ, на основании накопленной статистической информации вычислены нормативно - допустимое значение и 95% процентный вероятностный интервал. Замеры оказавшиеся за пределами данного интервала, уточняются дополнительно, и устанавливают причину отклонения.
Согласно ГОСТ 11.006-74 [32], содержание нефти в СВ можно рассматривать в качестве непрерывной случайной величины, подчиняющейся определенному закону распределения. Распознав тип закона и параметры распределения, можно, задавая соответствующую вероятность, вычислить предельное содержание нефти в СВ соответствующей ТВО или главной насосной. С це Начало инг. лью визуальной оценки возможных законов распределения эмпирических данных по замерам содержания нефтепродуктов построим гистограмму по следующим формулам: n=l+3.3221gN, (13) А = тах -ffmin f 14Л П где п -число интервалов; d-длина интервала; qmax,4min- максимальное и минимальное значение признака совокупности. Изучение распределения замерных показателей содержания нефтепродуктов в сточной воде по УКПН «Шушнур» и УКПН «Ташкиново» показывает, что с достаточной степенью приближения оно описывается нормальным законом.
Параметры распределения (для нормального закона) рассчитывают по формулам: i=jf/A 15) где q -математическое ожидание; /;. частота j-ro интервала; qj среднее значение признака в j интервале п числа групп (интервалов) Вычисляем значение дисперсии о1-:/,(«,-« . а6) определяем по формулам среднеквадратичное отклонение по формуле Допустим, что наша совокупность подчиняется нормальному закону распределения, где функция плотности вероятности имеет вид
Для доказательства, что наша совокупность действительно подчиняется к нормальному закону распределения проверим ее по критерию Пирсона, или критерию %2 X2 = S V , (18) 7 FJ где Fj - теоретическое число элементов совокупности. Если принять уровень значимости а при п-1 степенях свободы теоретическое значение х2 окажется меньше наблюдаемого ,то гипотеза о соответствии выбранного закона распределения отвергается [9] т.е. при выбранный закон распределения удовлетворительно описывает изучаемую совокупность. См. таблицу на рис. 32, где для главного насоса Хн = 17.40 при п=186 Теоретическое значение табулировано и при п-1 равно а = 95 % .% = 146.5 Согласно формуле (19) 17.40 146.5, наше предположение не отвергается, что видно на рис.32 Убедившись, что наша совокупность удовлетворяет нормальному закону распределения, определяем предельно допустимую границу содержания нефтепродуктов в СВ каждой установки ТВО.
Нормативно допустимое значение определяется по формуле: nrJ=gJ + ha] (20) Значение h определяют из соображений минимизации суммарных затрат (включающих как дополнительные потери за счет потерь нефтепродуктов и затрат на подземный ремонт нагнетательных скважин по восстановлению их приемистости, так и затраты на контроль и дополнительные подналадки процесса). Поскольку такой подход требует большего объема дополнительной информации, можно ограничиться минимизацией вероятности принятия реше ния о подналадке процесса, в то время как процесс не вышел еще за границы допустимого.
Опытным путем установлено значение h = 2-2.5, что вполне допустимо для оперативного контроля ,при необходимости в программе предусмотрено корректировать значения TITj индивидуально для любой установки. В нашем примере TlFj = 46.5 мг/л.
В программе предусмотрено для контроля исходной информации на достоверность или для выделения отдельных замеров для уточнения причины отклонения.
Согласно данной методике разработано программное обеспечение и внедрено в НГДУ «Арланнефть».
Таким образом, предложен метод оперативного контроля технологического процесса и корректировки режима на установках сброса сточных вод и разработана компьютерная программа анализа и контроля качества сточных вод.
