Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Современное состояние техники и технологии предварительного сброса и подготовки воды 8
ГЛАВА 1. Современное состояние техники и технологии предварительного сброса и подготовки воды 9
1.1 Анализ применяемых систем сбора и подготовки нефти и воды 9
1.2 Методы очистки пластовой воды 11
1.2.1 Механические способы подготовки во ды 12
1.2.1.1 Песколовки 13
1.2.1.2 Отстойники 13
1.2.1.3 Гндроцнклоны 17
1.2.1.4 Фильтры 18
1.3 Технология предварительного сброса воды 21
1.4 Обзор патентной информации по технологии кустового сброса воды в трубном и емкостном исполнении 26
1.5 Трубные аппараты сброса воды. Описание и принципы работы 28
1.5.1 Трубный водоотделитель (ТВО) 28
1.5.2 Узел фазового разделения эмульсин (УФРЭ) 29
1.5.3 Трубный отстойник сепаратор (ТОС) 31
1.6 Выбор способа подготовки пластовой воды для условий кустового сброса воды 32
1.7 Выводы 36
ГЛАВА 2. Разработка технологии кустового сброса воды с последующей ее подготовкой и закачкой в систему ППД 37
2.1 Совершенствование процесса предварительного сброса нопутно-добывасмой пластовой воды 37
2.2 Разработка технических решений для осуществления кустового сброса воды на Ново-Киевском нефтяном месторождении 40
2.2.1 Описание участка для реализации технологии кустового сброса воды в системе сбора Ново-Киевского нефтяного месторождения 40
2.2.2 Анализ физико-химических свойств поступающей жидкости Ново-Кневского нефтяного месторождения 42
2.2.3 Результаты лабораторных экспериментов по дсэмульсацпи нефти и очистке пластовых воды Ново-Киевского месторождения 44
2.2.3.1 Результаты лабораторных опытов по деэмульсацни нефти 44
2.2.3.2 Оценка качества пластовой воды, после деэмульсацни нефти 46
2.2.4 Схема установки кустового сброса и подготовки пластовой воды для условий Ново-Киевского нефтяного месторождения 48
2.2.5 Описание технологической схемы и режимов работы установки 50
2.2.6. Система поддержания пластового давления Ново-Киевского месторождения. 52
2.2.7 Обоснование объёмов выбранных аппаратов 55
2.2.7 Аппаратурное оформление технологического процесса на установке кустового сброса воды Ново-Киевского нефтяного месторождения 56
2.3 Технические решения осуществления кустового сброса воды для условий Кнснгопского нефтяного месторождения ОАО «Удмуртнефть» 59
2.3.1 Описание участка реализации технологии кустового сброса воды в системе сбора ДНС-1 НГДУ «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть» 59
2.3.2 Разработка вариантов схем установок кустового сброса воды для условий ГЗУ 8а, 8-2, 8-3 Кнснгопского нефтяного месторождения ОАО «Удмуртнефть» 67
2.3.2.1 Установки кустового сброса воды на базе трубных аппаратов 67
2.3.2.2 Установки кустового сброса воды на базе ТВО 67
2.3.2.3 Установка кустового сброса воды на базсУФРЭ 70
2.3.2.4 Установка кустового сброса воды на базе ТОС 72
2.3.3 Результаты сравнения вариантов установок кустового сброса воды для условии Кнснгопского нефтяного месторождения 73
2.4 Принципиальная технологическая схема установки кустового сброса воды на базе трубного аппарата УФРЭ 75
2.4.1 Расчет основных геометрических параметров оборудования 75
2.5 Выводы 78
ГЛАВА 3. Испытание технологии кустового сброса воды в трубном исполнении с использованием фильтров-коалесцеров на ново-киевском нефтяном месторождении 79
3.1 Результаты проведения испытаний технологии кустового сброса воды на Ново-Киевском нефтяном месторождении 79
3.2 Оптимизация работы ТВО на установке кустового сброса воды Ново-Киевского нефтяного месторождения 81
3.3 Выводы 96
ГЛАВА 4. Экономическое обоснование эффективности применения технологии кустового сброса и подготовки воды
4.1 Расчет экономической эффективности технологии кустового сброса воды на Ново-Киевском нефтяном месторождении 98
4.2 Прогнозные расчет экономической эффективности технологии кустового сброса воды в ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «Самаранефтегаз» 99
4.2.1 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат на строительство установки кустового сброса воды в системе сбора ДНС-1 Киенгоиского месторождения ОАО «Удмуртнефть» 100
4.2.2 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат на строительство установки кустового сброса воды в системе сбора УПСВ «Ветлянское» ОАО «Самаранефтегаз» 101
4.3 Оценка экономической эффективности применения установок кустового сброса воды на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» 103
4.4 Выводы 108
Основные выводы 109
Список использованных источников
- Механические способы подготовки во
- Разработка технических решений для осуществления кустового сброса воды на Ново-Киевском нефтяном месторождении
- Технические решения осуществления кустового сброса воды для условий Кнснгопского нефтяного месторождения ОАО «Удмуртнефть»
- Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат на строительство установки кустового сброса воды в системе сбора ДНС-1 Киенгоиского месторождения ОАО «Удмуртнефть»
Введение к работе
Актуальность темы
В настоящее время большинство нефтяных месторождений находится на завершающем этапе разработки, что характеризуется, прежде всего, снижением объемов добычи нефти и интенсивным увеличением обводненности добываемой жидкости. Повышение энергоэффективности добычи и транспорта высоко-обводненных нефтяных эмульсий является актуальной проблемой по причине увеличения объемов перекачки балластных вод и роста издержек производства.
Увеличение обводненности продукции скважин, наравне с наращиванием объемов добычи, также обусловливает рост нагрузки на оборудование существующих установок предварительного сброса воды (УПСВ) и подготовки нефти (УПН). Практикуемым решением является расширение объектов системы сбора и подготовки нефти и воды, что не всегда оправдано по причине увеличения затрат на подготовку нефти, вызванных значительными разовыми капитальными вложениями и постоянным ростом эксплуатационных расходов.
В связи с этим отделение части попутно-добываемой воды, находящейся в свободном состоянии, непосредственно на ранних участках добычи (кустах добывающих скважин, групповых замерных установках, площадках дожимных насосных станций), ее подготовка и последующая откачка в систему поддержания пластового давления (ППД), является актуальной задачей, для решения которой необходимо проведение дополнительных лабораторных и практических экспериментов.
Цель диссертационной работы – совершенствование схем и технологических процессов, включая технические средства отделения и подготовки воды на ранних участках добычи обводненной нефти.
Объект исследования – технологии сброса и подготовки попутно-добываемой воды.
Предмет исследования – трубное и емкостное оборудование установок предварительного сброса воды.
Основные задачи исследования
-
Анализ мирового опыта в области применения технологий и установок кустового сброса воды.
-
Исследование физико-химических свойств добываемых жидкостей Ново-Киевского нефтяного месторождения ЗАО «Санеко» и Киенгопского нефтяного месторождения ОАО «Удмуртнефть».
-
Разработка конструкций фильтров-коалесцеров, устанавливаемых внутри корпуса трубного водоотделителя, для повышения качества очистки пластовой воды.
-
Разработка вариантов малогабаритных установок кустового сброса воды для различных параметров поступающих потоков жидкости.
-
Обоснование эффективности технологии кустового сброса воды на месторождениях ЗАО «Санеко» и ОАО «Удмуртнефть».
-
Внедрение технологии кустового сброса воды в трубном исполнении с использованием разработанных фильтров-коалесцеров для очистки попутно добываемой пластовой воды.
Методы исследования
Анализ и решение поставленных задач базировались на обобщении опыта разработок по данному направлению с использованием данных теоретических, лабораторных и промысловых исследований, а также современных методов обработки исходной статистической информации об объекте, на результатах математического моделирования.
Научная новизна
-
Исследованиями численным методом на математической модели течения потока жидкости параметров потока (дисперсность механических примесей и остаточных нефтепродуктов, их плотность, скорость, вязкость жидкости и плотность распределения частиц) на поверхности входного сечения фильтра-коалесцера установлены их граничные значения, при которых осаждение механических примесей и остаточных нефтепродуктов максимальны.
-
Разработаны фильтры-коалесцеры, позволяющие изменять скорость течения поступающего потока жидкости через фильтры для обеспечения максимальной степени очистки пластовой воды от механических примесей и остаточных нефтепродуктов, путем задания фиксированных объемов прохождения жидкости через межпластинное пространство фильтра-коалесцера.
-
Предложены способы интенсификации коалесценции капель воды путем двухступенчатого расположения зон сепарации и водоотделения, обеспечивающие повышение эффективности технологии кустового сброса воды в трубном исполнении.
Основные защищаемые положения
1. Обоснование выбора технологии отделения механических примесей и остаточных нефтепродуктов от попутно-добываемой воды на установке кустового сброса воды.
2. Технологические решения организации сброса и подготовки попутно-добываемой воды на ранних участках добычи по характеристикам добываемой продукции.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обоснована достаточным объемом и результатами аналитических исследований, выполненных в аккредитованных лабораториях, использованием методов математической статистики, а также положительным эффектом внедрения результатов исследований на Ново-Киевском нефтяном месторождении ЗАО «Санеко».
Практическая значимость и реализация результатов работы
1. Результаты диссертационной работы применяются на установке сброса воды Ново-Киевского нефтяного месторождения ЗАО «Санеко» при очистке попутно-добываемой воды в корпусе трубного водоотделителя.
2. Разработанная технология кустового сброса и очистки воды легли в основу целевого инновационного проекта ОАО «НК «Роснефть» «Разработка технологий и конструкций автономных малогабаритных установок раннего предварительного сброса воды».
Личный вклад автора
Основные результаты, представленные в работе и имеющие научную и практическую ценность, получены лично соискателем или с его прямым участием. Соискателю принадлежат анализ мирового опыта в области сброса и подготовки воды в системе сбора нефти, газа и воды, постановка задач и проведение исследований, разработка конструкций фильтров-коалесцеров, а также участие в испытаниях разработанных технико-технологических решений.
Апробация работы
Результаты работы докладывались на следующих научно-практических конференциях:
- III научно-технической конференции молодых специалистов ООО «РН-УфаНИПИнефть» (Уфа, 2009);
- IV научно-технической конференции молодых специалистов ООО «РН-УфаНИПИ-нефть» (Уфа, 2010);
- V Всероссийской научно-практической конференции "Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа" (Томск, 2010).
Публикации
По содержанию работы опубликовано 10 печатных работ, пять из которых в рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав и основных выводов, содержит 119 страниц машинописного текста, в том числе 38 таблиц, 40 рисунков, список использованных источников из 92 наименований.
Автор считает своим долгом выразить особую признательность научному руководителю д.т.н., профессору Хисамутдинову Н.И. и сотрудникам ООО «РН-УфаНИПИнефть» Голубеву В.Ф. и Газизову М.Х. за помощь и полезные советы, высказанные в процессе формирования и выполнения диссертационной работы.
Механические способы подготовки во
Осаждение взвешенных частиц под действием центробежной силы проводят в гидроциклонах и центрифугах [45], выпускаемых как напорном, так и открытом (безнапорном) исполнении.
Принцип работы гидроциклона основан на действии гравитационных сил и сил инерции, возникающих в потоке жидкости проходящей через гидроциклон. Тяжелые частицы сносятся к периферийной зоне, а более легкие стремятся занять центральное положение гидроциклона.
В напорных гидроциклонах поток жидкости двигается по спирали вдоль стенки аппарата, и далее попадает в его коническую часть, где направление движения потока очищаемой жидкости меняется и он перемещается к центральной части аппарата. Так поток очищенной жидкости по специализированному патрубку выводится из центральной части аппарата, а выделенные компоненты перемещаясь вдоль центра аппараты отводятся через патрубок для отвода шлама.
Хорошо известны промышленные варианты гидроциклонов фирмы ALDERLY АР-20 - нефтеотделитель и АР-25, 50, 80 - пескоотделители, представленные на рисунке 1.4.
Безнапорные гидроциклоны отличаются от напорных гидроциклонов участок установки патрубка отвода воды. Так в безнапорном гидроциклоне он расположен в конической части гидроциклона и через него производится отсос воды. Это способствует образованию вращения жидкости в верхней части гидроциклона. При таком режиме работы, безнапорные гидроциклоны способны собирать нефтепродукты с поверхности пленки очищаемой воды.
Метод фильтрования приобретает все большее значение в связи с повышением требований к качеству очищенной воды. Очистка жидкости путем фильтрования происходит за счет последовательного прилипания частиц нефтепродуктов и механических примесей к поверхности фильтр элемента. Фильтрующие элементы бывают сетчатые, каркасные, намывные и т.д. в зависимости от фильтрующей поверхности [45]. Грубую очистку среды можно достичь путем применения тканевых или сетчатых фильтров, глубокую - каркасных. Существуют также пленочные фильтры способные очистить среду на молекулярном уровне.
Микрофильтры представляют собой фильтровальные аппараты, в качестве фильтрующего элемента использующие металлические сетки, ткани и полимерные материалы. Микрофильтры обычно выпускают в виде вращающихся барабанов, на которых неподвижно закреплены или прижаты к барабану фильтрующие материалы. Барабаны выпускают диаметром 1,5-3 м и устанавливают горизонтально. Очищаемая вода поступает внутрь барабана и фильтруется через фильтр наружу. Микрофильтры широко используют для осветления природных вод.
В промышленности применяют микрофильтры различных конструкций. Процесс фильтрации происходит только за счет разности уровней воды внутри и снаружи барабана. Полотно сетки не закреплено, а лишь охватывает барабан в виде бесконечной ленты, натягиваемой с помощью натяжных роликов.
Микросетки изготовляют из различных материалов: капрона, латуни, никеля, нержавеющей стали, фосфористой бронзы, нейлона и др.
Каркасные фильтры подразделяются на три группы, основанные на организации процесса фильтрования, а именно фильтрование через пористую зернистую среду, фильтрование через волокнистые и эластичные материалы, и комбинированные способы фильтрование через зернистые и волокнистые материалы.
Для очистки нефтесодержащих сточных вод разработана технология с использованием эластичных полимерных материалов, в частности, эластичного пенополиуретана. Этот материал имеет открытоячеистую структуру со средним размером пор 0,8-1,2 мм и кажущуюся плотность 25-60 кг/м . Эластичный пенополиуретан характеризуется высокой пористостью, механической прочностью, химической стойкостью, гидрофобными свойствами, что обеспечивает значительную поглощающую способность по нефтепродуктам. Основные типы фильтров изображены на рисунке 1.5.
Технология работы фильтров следующая. Сточная вода по трубопроводу поступает в емкость фильтра, заполненную измельченным пенополиуретаном размером 15-20 мм. Пройдя через слой загрузки, сточные воды освобождаются от нефтепродуктов и механических примесей и через сетчатое днище отводятся по трубопроводу из установки. В процессе фильтрования загрузка насыщается нефтепродуктами и периодически цепным ковшовым элеватором подается на отжимные барабаны для регенерации. Отрегенерированная загрузка вновь поступает в емкость фильтра, а отжатые загрязнения по сборному желобу отводятся в разделочную емкость.
Такие фильтры целесообразно применять после предварительной очистки стоков в песколовках и нефтеловушках. Очищенную воду можно использовать в техническом водоснабжении промышленных предприятий.
Общим недостатком всех рассмотренных фильтров (кроме пенополиуретановых) является то, что в результате их регенерации образуются высокоэмульгированные и весьма стойкие эмульсии, существенно затрудняющие утилизацию выделенных нефтепродуктов.
Кроме вышеупомянутых фильтров, существуют и другие типы : - открытые - вода, прошедшая через этот фильтр, должна быть прозрачной, а концентрация нефтепродуктов в ней не должна превышать 10-15 мг/л; - с плавающей загрузкой - в связи с высокой адгезионной способностью по отношению к нефтепродуктам их применяют и для разделения водонефтяных эмульсий; - коалесцирующие - укрупнение мелких эмульгированных капель нефтепродуктов в более крупные. Данные конструкции фильтров наиболее подходят для очистки сточных вод нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, а так же нефтебаз. йчицентя г Ші
Рисунок 1.5 - Основные типы фильтров с эластичной загрузкой: а - скоростной контактный: 1 - корпус; 2 - система удаления промывных вод; 3 - система подачи сточных вод; 4 - система подачи промывных вод; 5 - пористый дренаж; 6 - фильтрующий элемент; 6-е подвижной загрузкой: 1 - корпус; 2 - дренажная камера; 3 - средняя камера; 4 - каналы; 5 - щелевые трубы; 6 - ввод сточной воды; 7 - классификатор; 8 -промывное устройство; 9 - труба для подачи промывной воды; 10 - отвод промывной воды; 11 - коллектор; 12, 13 - трубы; 14 - кольцевой коллектор; 15 - гидроэлеватор; в -микрофильтр: 1 - вращающий барабан; 2 - устройство для промывки; 3 - лоток для сбора промывных вод; 4 - труба для отвода промывных вод; 5 - камера для удаления осветленной воды; г - с пенополиуретановой загрузкой: 1 - слой пенополиуретана; 2 -камера; 3 - элеватор; 4 - направляющий ролик; 5 - лента; 6 - ороситель; 7 - отжимные ролики; 8 - емкость для реагента; 9 - решетчатая перегородка. 1.3 Технология предварительного сброса воды
Для более эффективного разделения эмульсии на нефтяных месторождениях обычно руководствуются двумя методами обезвоживания с отбором газа и без отбора газа. Исследованиями [16, 23, 38, 63, 68] установлено, что эффективность процесса деэмульсации напрямую зависит от газонасыщенности среды.
По первому варианту обезвоживания, разработанному СибНИИНП, процесс осуществляется в условиях ДНС. Поток жидкости поступает в блок сепарации, где происходит отделение газа. Далее газ подается на ступень осушки и очистки, откуда направляется на ГПЗ или непосредственному потребителю. Также в блоке сепарации осуществляется процесс первичного обезвоживания нефти (рисунок 1.6).
Недостатком данной схемы является низкая эффективность работы реагента, подающегося непосредственно перед технологическими аппаратами установки. Также, имеет место совмещение транспорта нефти и воды, что в значительной степени ухудшает процессы подготовки нефти и воды.
Разработка технических решений для осуществления кустового сброса воды на Ново-Киевском нефтяном месторождении
Одной из основных проблем нефтегаздобычи остается подготовка и утилизации попутно добываемой пластовой воды. Большой удельный вес издержек производства заставляет разрабатывать новые технологии для осуществления сброса части попутно добываемой пластовой воды непосредственно на ранних участках добычи.
В ходе обзора существующих технологий предварительного сброса воды, приведенного в разделе 1.3, установлено, что существующие разработки частично решают проблему раннего сброса. Вместе с тем, каждая из разработок имеет собственные недостатки, приводящие или к ухудшению динамических режимов течения жидкостей, или к снижению качества очистки воды, или к удорожанию процесса.
Так, предлагаемая установка кустового сброса воды имеет малую металлоемкость, высокую эффективность очистки воды и низкий уровень затрат на ее строительство. Для этого установка включает два блока - блок сепарации подводимой газо-водонефтяной смеси и блок водоподготовки. Основные элемента технологии кустового сброса воды представлены на рисунке 2.1.
Основные элементы технологии кустового сброса воды Как видно из рисунка 2.1, блок сепарации необходим для отделения свободной пластовой воды от газо-водонефтяной эмульсии. Время, необходимое для отделения пластовой воды, определяется опытным путем и зависит от общей обводненности потока, физико-химических свойств добываемой нефти и воды, а также от количества попутного нефтяного газа и частично от его свойств. По времени отстоя определяется необходимый объем аппаратов. Возможно два варианта организации сепарации свободной воды: с использованием выпускаемых серийно емкостных аппаратов с различной внутренней начинкой, позволяющей в той или иной мере интенсифицировать процесс, либо с использованием труб различного диаметра. Каждый вариант имеет свои преимущества и недостатки, которые будут рассмотрены далее.
Блок водоподготовки позволяет добиться качества подготовки воды в соответствии с нормами, указанными в проекте разработки каждого месторождения. Он обеспечивает отделение, сбор и последующий вывод из блока уловленных нефтепродуктов и твердых взвешенных частиц. Далее, очищенная до норм пластовая вода насосами КНС закачивается в систему ППД. Встречаются варианты технологического оформления процесса, совмещающие в едином корпусе оба процесса. Но в случае рассматриваемой технологии подобное совмещение нетехнологично с точки зрения обслуживания аппаратов и их ремонтопригодности.
Основными преимуществами реализации технологии кустового сброса воды в емкостном исполнении являются простота конструктивного решения, унификация аппаратурного оформления, четкие критерии выбора аппаратурного оформления, широкий выбор сертифицированных поставщиков оборудования.
Основными недостатками являются применении оборудования, не относящегося к линейным участкам системы сбора. Это вызывает затруднения связанные с необходимостью выполнения норм и правил проектирования, относящихся как к объектам системы сбора, так и к объектам подготовки нефти и воды, что приводит к удорожанию оборудования, связанного с необходимостыо применения аппаратов с расчетным давлением до 4,0 МПа, (значительный рост металлоемкости оборудования), необходимости применения дополнительного дренажного оборудования и свечи рассеивания для организации сброса жидкости и газа через СППК в случае превышения установленного давления.
Все перечисленные недостатки приводят к тому, что по объему оборудования и насыщенности его системами автоматизации ранний путевой сброс в емкостном исполнении максимально приближается к площадочным объектам. Большинство месторождений компании ОАО «НК «Роснефть» вступило в позднюю стадию разработки [91] и согласно материалам, представленным в таблице 2.1, средняя обводненность нефти по месторождениям составляет более 70%.
Качественные показатели отделившейся пластовой воды изменяются в широких пределах и зависят от свойств нефти и воды. В среднем содержание нефтепродуктов в сбрасываемой воде при номинальной нагрузке на блок сепарации воды составляет более 200 мг/л [3], что превосходит допустимые показатели более чем в 4 раза (рисунок 2.2).
Из рисунков 2.1, 2.2 видно, что увеличение нагрузки на трубные аппараты негативно сказывается на подготовке отделяемой пластовой воды, что доказывает, что при реализации технологии кустового сброса воды очистка отделяемой пластовой воды от нефтепродуктов и механических примесей является основной задачей, требующей решения. Рисунок 2.2 - Зависимость качества воды от величины сброса ее от потенциала (а) и удельной нагрузки на установку (б): 1,2 - обводненность нефти на входе в установку соответственно менее и более 60% [21]
Описание участка для реализации технологии кустового сброса воды в системе сбора Ново-Киевского нефтяного месторождения
Ново-Киевское месторождение введено в разработку в апреле 2000 г. согласно принадлежащей ЗАО «САНЕКО» лицензии на право пользования недрами. Продукция пласт Б2 бобриковского горизонта нижнего карбона поступает со скважин №№ 11; 808; 810; 811; 812; 814; 815 на кустовую площадку скважин 1 и скважин №№10; 802; 803; 804; 805; 807 на кустовую площадку скважин 2.
На АГЗУ, имеющихся на каждом кусте скважин, для разрушения эмульсии дозируется деэмульгатор АМ-7Б-3 и осуществляется предварительный сброс свободной воды в аппаратах УПСВ, затем частично обезвоженная водонефтяная эмульсия с содержанием остаточной воды 20-40 % поступает на УПІI, где производится полное обезвоживание и обессоливание продукции.
Площадка проектируемой установки кустового сброса воды на Ново-Киевском месторождении расположена в Безенчукском районе Самарской области РФ.
Обзорная схема расположения промышленных объектов Ново-Киевского месторождения в районе строительства установки представлена на рисунке 2.3. Рисунок 2.3 - Схема расположения установки кустового сброса воды
Добыча нефти осуществляется с двух кустов - № 1 и № 2, включающих от 7 и 6 добывающих скважин соответственно. Средняя обводненность добываемой жидкости составляет 70 %.
При осуществлении сброса воды с обоих кустов скважин позволит получать нефть с остаточной обводненностью до 10 % и подтоварную воду, пригодную для закачки в пласт с содержанием нефтепродуктов до 40 мг/л и взвешенных частиц до 40 мг/л.
Лабораторные исследования по изучению физико-химических свойств нефтей, вод и кинетики разделения эмульсий, добываемых на Ново-Киевском месторождении, проводились по известным и общепринятым методикам и ГОСТам по анализу параметров нефтей, водонефтяных эмульсий и попутно-добываемых пластовых вод, приведенных ниже:
Технические решения осуществления кустового сброса воды для условий Кнснгопского нефтяного месторождения ОАО «Удмуртнефть»
Для исследования были выбраны следующие отечественные и зарубежные товарные реагенты-деэмульгаторы (таблица 2.16), применяемые в системе сбора, а также при транспорте водонефтяных эмульсий.
При деэмульсации использовали экспресс-метод статического отстоя в соответствии со Стандартом Компании ОАО «НК «Роснефть» № П1-01 СЦ-080 [58]. Результаты анализов представлены в таблице 2.16.
Как видно из таблицы 2.17, самый лучший результат показал реагент марки СНПХ-4315Д, применение которого в количестве 200 г/т позволяет получить дренажную воду после деэмульсации с содержанием остаточных нефтепродуктов 22,5 мг/л, КВЧ - 47,6 мг/л. Реагент марки Separol-WF-41 способствует значительному снижению содержания КВЧ в дренажной воде: после деэмульсации количество взвешенных частиц в воде составляет всего 9 мг/л. Однако содержание остаточных нефтепродуктов при этом остается слишком высоким (91,0 мг/л).
Самый худший результат в этом тестировании показал реагент Реапон-4В: после деэмульсации в его присутствии дренажная вода имеет неудовлетворительное качество, т.е. характеризуется высоким содержанием как КВЧ, так и остаточных нефтепродуктов.
Приведенные результаты к условиям эмульсии АГЗУ-8 (общий поток с ГЗУ 8.2, 8.3 и 8а) показали, что для снижения количества остаточных нефтепродуктов наиболее предпочтительно применять реагент СНПХ-4315Д в дозировке не менее 200 г/л, а для уменьшения КВЧ - Separol-WF-41.
Необходимо отметить, что разделение содержащихся в промысловых сточных водах примесей на нефть и механические примеси, принятое в нефтепромысловой практике, достаточно формально. Экспериментально установлено нераздельное существование нефти и мехпримесей в водном потоке. Поэтому по суммарному содержанию загрязнителей лучшим оказался деэмульгатор СНПХ-4315Д в дозировке 200 г/т, который может способствовать снижению содержания остаточных нефтепродуктов до 11,6 мг/л, КВЧ до 21,8 мг/л в дренажной воде с АГЗУ-8 Киенгопского месторождения ОАО «Удмуртнефть».
Содержание КВЧ и остаточных нефтепродуктов в дренажной воде после деэмульсации нефти с АГЗУ-8 при использовании деэмульгаторов в дозировке 200 г/т Марка деэмульгатора Количество твердых взвешенных частиц, мг/л Содержание остаточных нефтепродуктов, мг/л На основе проведенных лабораторных экспериментов и собранной промысловой информации определены следующие режимы ведения технологического процесса на установке кустового сброса воды на базе трубных аппаратов, обеспечивающие отделение и подготовку воды до требований системы поддержания пластового давления:
Время нахождения жидкости в аппарате мин 15-20 Так, исследования физико-химических свойств водонефтяной эмульсии с АГЗУ-8 Кненгопского месторождения ОАО «Удмуртнефть» (искусственное смешение потоков с ГЗУ 8.2, 8.3 и 8а в соответствующих пропорциях) показали:
Нефть является битуминозной (плотность 924,6 кг/м3) и высоковязкой (190,7 мПа-с). По содержанию твердых парафинов - парафинистой (2,63 %), смол -малосмолистой (менее 18%). По суммарному количеству высокомолекулярных углеводородных компонентов нефть относится к смолистым (более 10 % асфальтенов и смол). Температура насыщения нефти парафином составляет 17,4-19,6 С, температура застывания нефти +5 С. Выход светлых фракций из нефти - 62 %.
Попутно-добываемая вода из эмульсии с АГЗУ-8 является слабокислой (рН 4-5), очень жесткой (содержание ионов кальция и магния 630,5 мг-экв/л), высокоминерализованной и представляет собой крепкий рассол (общая минерализация 220,8 г/л). Вода относится к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, кальциевой подгруппе без сероводорода (классификация В.А. Сулина).
По показателю разности между плотностями нефти и воды нефтяная эмульсия АГЗУ-8 Кненгопского месторождения ОАО «Удмуртнефть» является труднорасслаиваемой (Др = 0,220 г/см3).
По соотношению смол, асфальтенов и парафинов в нефти относится к высокосмолистым (коэффициент 5,9). Для обработки таких нефтей предпочтительно применять маслорастворимые деэмульгаторы.
Общая обводненность нефти находится в пределах 90,7-91,5%. Исследования динамики отделения воды при температуре потока из эмульсии с АГЗУ-8 Кненгопского месторождения, которая содержит деэмульгатор Реапон-4 (50-55 г/т) и СНПХ-4315Д (85 90 г/т), показали, что в свободном виде вода в пробе содержится в количестве 38,5 39,3 %,. Основная масса воды (96,5 %) отделяется в течение 15 минут отстоя. Через час количество отделившейся воды не изменяется. Содержание остаточной воды в нефтяной фазе составляет 25,0-27,1 %.
Оценка качества отделившейся воды показала, что гравитационный отстой водонефтяной эмульсии в течение одного часа в присутствии деэмульгатора в количестве 135-145 мг/л не обеспечивает требуемых значений по содержанию нефтепродуктов и КВЧ в воде до 15 мг/л: количество нефтепродуктов - 116,0 мг/л, КВЧ - 37,0 мг/л.
Тестирование 18 деэмульгаторов показало, что наиболее эффективными для очистки воды является реагент СНПХ-4315Д в дозировке не менее 200 г/т, который позволяет снизить количество остаточных нефтепродуктов в дренажной воде в 10 раз, КВЧ-в 1,7 раза. После деэмульсации в присутствии применяемого в настоящее время деэмульгатора Реапон-4В дренажная вода имеет неудовлетворительное качество, т.е. характеризуется высоким содержанием как твердых взвешенных частиц, так и остаточных нефтепродуктов.
Газо-жидкостной поток с кустов скважин поступает в депульсатор для предварительного отбора газо-нефтяной фазы. Отделившаяся газо-нефтяная фаза поступает в верхнюю нефтяную часть по отдельному трубопроводу. Сепарированная нефть и вода поступают в нефтяную верхнюю часть ТВО ниже уровня ввода газо-нефтяной фазы. ТВО работает в полнозаполненом режиме. Отделившаяся нефтяная фаза с верхней части ТВО под собственным давлением поступает в систему сбора и на следующие ступени подготовки нефти. Отделившаяся в процессе сепарации пластовая вода под давлением системы перетекает в трубные отстойники воды. Особенность отстойника воды заключается в применении пластинчатых тонкослойных элементов М-РАК компании Facet (рисунок 2.11). За счет волнового движения воды через эти элементы достигается коалесценция и ускорение всплытия нефтепродуктов, а механические примеси по специальным желобам постепенно опускаются вниз, что позволяет очищать нефть как от нефтепродуктов, так и от механических примесей.
Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат на строительство установки кустового сброса воды в системе сбора ДНС-1 Киенгоиского месторождения ОАО «Удмуртнефть»
Оценка экономической эффективности от применения технологии кустового сброса воды в трубном исполнении на всех месторождениях ОАО «Удмуртнефть» проводилась на основе расчета экономии операционных затрат и капитальных вложений от строительства разрабатываемой установки.
Доходная часть проекта формируется за счет экономии операционных затрат на перекачку попутно-добываемой пластовой воды в системе сбора.
Для оценки эффективности инвестиционных проектов использовались основные виды показателей: показатели эффекта, доходности, окупаемости и финансовые показатели. Общей чертой приведенных экономических показателей является то, что они оценивают проект в статике и без учёта неопределённости, с которой приходится сталкиваться на практике.
В качестве исходных данных для расчета удельных капитальных и текущих затрат были приняты основные технико-экономические показатели ОАО «Удмуртнефть» с учетом условий эксплуатации Киепгопского месторождения, а также фактические показатели 2011 года, утвержденных в перспективном плане развития региона.
В ходе анализа потенциальных участков реализации технологи кустового сброса воды в трубном исполнении выявлено 8 объектов, с нагрузкой по поступающей жидкости от 1000 до 3000 м3/сут, по воде от 950 до 2850 м3/сут. Потенциальный уровень сброса воды в систему ППД составит 5 343,2 м3/сут (1 950 268 м3/год), при этом ожидаемое сокращение расстояний транспорта подтоварной воды на участке от ДНС до УПСВ составит 31,2 км.
Расход электроэнергии включает затраты на транспорт попутно-добываемой пластовой воды на участке от ДНС до УПСВ, а также от КНС до нагнетательных скважин и составляет - 20 654,9 кВтч/сут (7 539 038 кВтч/год). Стоимость 1 кВт электроэнергии варьируется в зависимости от региона и для ОАО «Удмуртнефть» составляет 1,42 руб на 2011 год. При этом эффект составит 10 610, 5 тыс. руб.
К капитальным вложениям отнесены затраты, необходимые для разработки исходных данных, проектирования, строительства и вывода на режим установки кустового сброса воды или реконструкции существующих установок предварительного сброса воды в ОАО «Удмуртнефть». Оценка капитальных вложений проводилась по вариантам обустройства и реконструкции объектов системы сбора. Затраты на реконструкцию существующих установок предварительного сброса воды приняты согласно известным параметрам.
Ниже приведен пример расчета стоимости реконструкции УПСВ при увеличении нагрузки на 3500 м3/сут:
Затраты на строительство установки кустового сброса воды в трубном исполнении определены исходя из средней стоимости выпускаемого оборудования. Прочие затраты рассчитаны в процентном отношении от суммы расходов на изготовление. Таким образом, стоимость строительства разрабатываемых установок составит 178 250,0 тыс. руб.
Оценка эксплуатационных расходов выполнена в соответствии с текущими удельными затратами, с учетом проектируемых показателей по добыче нефти и жидкости, среднедействующего фонда скважин и закачки воды, сокращения расстояний транспорта подтоварной воды.
Величина амортизационных отчислений рассчитывается на основе планируемых объемов капитальных вложений, среднегодовой стоимости основных фондов по годам и в соответствии с нормами амортизационных отчислений, принятыми Постановлением правительства Российской Федерации от 01.01.2002 г. №1 «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы» с учетом изменений и дополнений и принята в объеме 10%.Результаты проведенного расчета приведены в таблице 4.5
Эффект от применения результатов проекта рассчитывался как разница затрат на расширение существующих ДНС/УПСВ. Чистый приведённый доход на сегодняшний день является общепризнанным показателем эффективности инвестиционных проектов. Чистый приведённый доход — это стоимость, полученная путем дисконтирования отдельно на каждый временной период разности всех оттоков и притоков (доходов и расходов), накапливающихся за весь период функционирования объекта инвестирования по фиксированной, заранее определенной процентной ставке (ставке дисконтирования). чистый денежный поток периода t, / - ставка дисконтирования, п -длительность проекта (количество периодов t). Метод оценки эффективности инвестиционных проектов по чистому приведенному доходу построен на предположении, что представляется возможным определить приемлемую ставку дисконтирования для определения текущей стоимости будущих доходов. Если чистый приведённый доход больше нуля проект можно принимать к осуществлению, если меньше нуля его следует отклонить. Индекс прибыльности (Profitability Index, PI) представляет собой отношение чистых денежных доходов к приведенным на ту же дату инвестиционным расходам. Он позволяет определить, какой доход получает инвестор на одну денежную единицу вложенных средств. Расчёт индекса прибыльности производится по следующей формуле:
