Файл: Для достижения поставленной цели поставлены следующие задачи.docx

Для опытов использовали нефть нефтекумскую, ачикулакскую, дагестанскую.

Исследования проводились по следующей методике: в стакан объемом 500 мл наливали 70 мл нефти и 30 мл дистиллированной воды. Содержимое стакана эмульгировали при помощи мешалки в течение 10 минут. Приготовленную эмульсию разливали в градуированные пробирки по 9 мл. Последовательно, начиная со 2^й пробирки, вводили расчетное количество деэмульгатора и взбалтывали эмульсию в течение 1 минуты. Затем давали отстояться в течение 30 минут при рабочих температурах деэмульгатора. В первой пробирке отстой воды вели без деэмульгатора. По истечении указанного времени замеряли количество воды с точностью до 0,1 мл. Эффективность деэмульгатора оценивалась по отношению объема выделившейся воды к общему ее содержанию в эмульсии.

Заметный положительный эффект исследований наблюдался только для ачикулакской и смеси волгоградской и шаимской нефти. Для ачикулакской нефти при использовании деэмульгатора СНПХ-4410 (расход 0,07-0,28 г/т) п ле 30 минут отстоя количество выделившейся воды было незначительно (следы), но через сутки количество воды резко увеличилось и эффективность деэмульгатора достигла 51,9%. Для той же ачикулакской нефти при обработке ее деэмульгатором СНПХ-4204 (расход 0,1-0,4 г/т) эффективность возросла до 66,7%. При обработке смеси волгоградской и шаимской нефти деэмульгатором СНПХ-4204 (расход 0,09-0,37 г/т) эффективность составила 3,7-48,2% об. При обработке той же нефти деэмульгатором Диссольван-4411 (расход 0,15-0,4 г/т) эффективность достигала 96,3%. Деэмульгатор СНПХ-4410 (расход 0,03-0,06 г/т) не дал заметного положительного эффекта (в пробирках наблюдались только следы воды). Воздействие всех перечисленных деэмульгаторов на нефтекумскую и дагестанскую нефть (при расходах 0,08-0,35 г/т) положительного эффекта не дало, во всех случаях отмечались лишь следы вода. Возможно, для увеличения эффективности работы деэмульгатора необходимо изменить технологические параметры (увеличить расход деэмульгатора, изменить температур процесса, время отстоя).

2.5 Технология работы установки предварительного сброса воды

УПСВ предназначены для предварительного обезвоживания нефти на отдельных сборных коллекторах большой протяженности, вблизи наиболее обводненных кустов скважин, на пониженных участках трассы, где скапливается свободная вода и в местах расположения существующих КНС.

Основным требованием к технологии путевого сброса воды является предварительное обезвоживание нефти без применения сложного технологического оборудования, требующего постоянного присутствия обслуживающего персонала. Степень предварительного обезвоживания нефти при путевом сбросе должна соответствовать агрегативной устойчивости эмульсии на входе в установку так, чтобы при дальнейшем транспорте не происходило или было бы минимальным выделение свободной воды.

---

В настоящее время разработаны типовые УПСВ в двух вариантах – один с применением трубных концевых делителей фаз, а другой – с применением емкостного оборудования.

Общим для этих вариантов является использование ряда технологических приемов для придания технологии и оборудованию максимальной универсальности при изменении нагрузок, газоводосодержания, свойств эмульсии и других характеристик входящего потока.

Для обеспечения надежности и долговечности предусматриваются термообработка и внутреннее антикоррозионное покрытие оборудования УПСВ.

На схемах и в таблицах показаны технические характеристики, базовые наборы оборудования для путевого предварительного сброса воды в трубном и емкостном исполнениях.

Продукция скважин поступает во входной трубопровод, при необходимости смешивается с реагентом-деэмульгатором, а затем проходит блок гидродинамического воздействия для интенсификации процесса разделения эмульсии. При достаточно высокой температуре продукции скважин процессы предварительного сброса воды проводятся без предварительного нагрева эмульсии.

УПСВ полностью герметизированы и позволяют исключить организованные выбросы газа в атмосферу, нефти и воды на почву в пределах площадки.



Рис 2.2. Установки предварительного сброса воды

Характеристики

Состав оборудования

В состав УППСВ входят:

БР – блок подачи реагента-деэмульгатора;

Р-1 – расширитель нефтегазовый;

СМ – смеситель;

НГСВМ-А-1/1,2 – нефтегазовый сепаратор

со сбросом воды модернизированный автоматизированный или КДФТ-1,2 – концевой делитель фаз трубный;

БКНС – блочная кустовая насосная станция;

ЕД – дренажная емкость.

БУ- блок контроля и управления

Разработка, изготовление и поставка блочной

автоматизированной установки путевого предварительного сброса воды УППСВ выполняется

с максимальной заводской готовностью в течение 4-5 месяцев.

По заявке заказчика выполняются шеф-монтажные и пуско-наладочные работы. Гарантийный срок эксплуатации установки – 18 месяцев.

Обозначение

Пример записи при заказе:

Установка предварительного путевого сброса воды УППСВ-5000-1,6-Т-У1 или УППСВ-5000 1,6-Е-У1 по ТУ 3683 004 56562997 2003, где:

---

5000 – расчетная производительность по жидкости в м³/сут.;

1,6 – расчетное давление, МПа;

У1 – климатическое исполнение по ГОСТ 15150;

Т – трубное исполнение;

Е – емкостное исполнение.

Технические данные

Технические характеристики

Производительность (расчетная), м3/сут
- по жидкости	500÷10000
- по нефти	200÷5000
- по газу, млн.нмз/сут	0,1÷1,0
Расчетное давление, не более, МПа	1,6; 2,5; 4,0
Содержание воды в нефти, % масс.
-  на входе	от 30
-  на выходе	1÷5
Содержание в подготовленной воде, мг/л
- нефтепродуктов	менее 30
-  механических примесей	менее 30
Температура окружающей среды, ºС	от -60 до +50

2.5.1 Технологическая схема УПСВ

Рис 2.3. Принципиальная технологическая схема УПСВ в емкостном варианте

Обозначение	Производительность по жидкости, м3/сут	Емкостной вариант объем и кол-во, (м³×шт)	Трубный вариант диаметр, длина и число трубных секций, (м×м×шт)	Расчетное давление, МПа
УППСВ-500	500	6,3 х 2	___	1,6; 2,5; 4,0
УППСВ-1000	1000	12,5 х 2	1,4 х 12,5 х 2
УППСВ-3000	3000	25 х 2	1,4 х 20 х 2
УППСВ-5000	5000	100 х 2	1,4 х 30 х 2
УППСВ-8000	8000	150 х 2	1,4 х 40 х 2
УППСВ-10000	10000	200 х 2	1,4 х 50 х 2

---

Рис 2.4. Принципиальная технологическая схема УПСВ в трубном варианте.

Параметры и состав основного технологического оборудования УПСВ

Рис 2.5 ПРИМЕР КОМПАНОВКИ ПЛОЩАДКИ УПСВ

1.КДФТ

2.Буферная емкость нефти

3.Буферная емкость воды

4.Факельное хозяйство

5.Насосная воды

6.Насосная нефти

7.Операторная

8.Емкость дренажная

9.Блок подачи реагентов

10.Блок дозирования деэмульгатора

2.5.2 Особенности подготовки нефти и воды

---

Рис 2.6. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды

Поступающую из скважин нефть и газ нужно очистить.
Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный нефтяной газ (ПНГ), твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л.

Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%.
Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров.

Твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования.
ПНГ используется как сырье и топливо.

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод (МНП) подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти.

Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ).

От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой.
На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, ПНГ и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС).
Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС.
Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении.
В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти.
На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды.
На установке по подготовке нефти (УПН) осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке.
Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.

Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

---