Меню Рубрики

Установка кустового сброса воды

Установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ), Дожимная насосная станция (ДНС)

Установки предварительного сброса пластовой воды, технологическая схема. Дожимные насосные станции. Состав дожимных насосных станций.

Установка предварительного сброса воды УПСВ (рис.1) предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

  • Узел сепарации;
  • Резервуарный парк;
  • Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, УБС, ОГ, РК, УСТН).

Резервуарный парк состоит из одного или нескольких резервуаров, вместимостью от нескольких сотен до десятков тысяч м3 жидкости. В основном употребляются вертикальные стальные резервуары РВС. Для предотвращения разлива жидкости из РВС они должны быть обвалованы.

Насосный блок может содержать как нефтяные, так и водяные насосы разных типов (плунжерные, центробежные, шестеренчатые и т.д.). Наибольшее распространение получили центробежные насосы типа ЦНС. При сравнительно небольших габаритах они обеспечивают высокую производительность и напор жидкости, а при необходимости параметры работы регулируются за счет уменьшения или увеличения рабочих колес.

Рассмотрим принцип работы УПСВ на стандартной схеме.

Продукция скважин нефть, газ и вода с кустовых замерных установок АГЗУ типа «Спутник» поступает на узел сепарации газа в нефтегазовый сепаратор НГС. На вход НГС подается демульгатор посредством дозировочного насоса, расположенного в блоке реагентного хозяйства БРХ. Расход химреагента производится согласно утвержденным нормам.

В НГС осуществляется сепарация нефти от газа. Затем отсепарированный газ с НГС поступает в газосепаратор ГС, а жидкость, через расширительную камеру РК поступает в УСТН для окончательного отделения от газа.

Уровень в НГС контролируется прибором РУПШ и регулируется с помощью регулировочного клапана УЭРВ, установленного на выходе с НГС. Управление УЭРВ осуществляется в ручном или автоматическом режиме с помощью блока управления, выведенного на щит КИПиА в операторной УПСВ.

Для предотвращения превышения давления в НГС, ГС, УСТН свыше допустимого они оборудованы предохранительными клапанами СППК.

В ГС происходит первичная осушка газа, после чего он проходит через установки окончательной осушки ГСВ и поступает потребителю или на ГКС. Для предотвращения замерзания газопроводов на выход из ГС дозировочным насосом подается метанол. Расход метанола производится согласно утвержденным нормам.

После УСТН отделенная от газа жидкость поступает в резервуар РВС, где происходит отделение нефти от подтоварной воды. Подтоварная вода под давлением столба жидкости с РВС поступает через узел учета воды в водонасосную или на БКНС. Уровень жидкости в РВС контролируется прибором ВК-1200 и регулируется УЭРВ. Блоки управления, световой и звуковой сигнализации УЭРВ и ВК-1200 выведены на щит КИПиА.

Нефть с РВС под давлением столба жидкости поступает на прием нефтяных насосов ЦНС. На приеме ЦНС установлены сетчатые фильтры, предотвращающие попадание в насосы различных мех. примесей.

Для контроля за работой насосов ЦНС они оборудуются следующими приборами:

  • датчиками температуры подшипников;
  • электроконтактными манометрами ЭКМ для контроля за давлением на приеме и выкиде насосов;
  • приборами контроля за состоянием газо-воздушной смеси в помещении с включением принудительной вентиляции, звуковой и световой сигнализации на щите КИПиА в операторной УПСВ при превышении ПДК.

Показания всех приборов выводятся на щит КИПиА. Для удобства обслуживания УПСВ контроль за работой насосов можно осуществлять как в помещении нефтенасосной, так и в операторной УПСВ. Параметры работы насосов могут регулироваться как в ручном, так и в автоматическом режиме.

Для предотвращения движения жидкости через насосы в обратную сторону на выкиде насосов установлены обратные клапана КОП и задвижки с электроприводом. В случае отклонения параметров работы насосов от режимных происходит автоматическое отключение насосов, срабатывает звуковая и световая сигнализация, и электроприводные задвижки на выкиде закрываются.

Электродвигатели насосов также снабжены датчиками температуры подшипников.

НГС Нефтегазосепаратор

ГС Газовый сепаратор

ГСВ Газовый сепаратор вертикального типа

РВС Резервуар вертикальный стальной

УСТН Установка сепарационная трубная наклонная

РК Расширительная камера

С выкидной линии насосов нефть через фильтры поступает на узел учета нефти. Для учета откачиваемой жидкости узел учета нефти оборудуется счетчиками » Норд «. Датчики показаний “Норд” выведены на щит КИПиА. После узла учета нефть по напорному нефтепроводу поступает на ЦППН.

Характеристика реагентов

На УПСВ применяются следующие реагенты: ингибиторы коррозии, реагенты-деэмульгаторы. Для предотвращения образования гидратных пробок в сборный газопровод подается метанол. Ингибиторы коррозии, подаваемые в систему сбора нефти для защиты трубопроводов от коррозии, не должны ухудшать реологических свойств, как исходных эмульсий, так и эмульсий, обработанных деэмульгаторами, а также не должны отрицательно влиять на процесс подготовки нефти. То есть ингибиторы должны быть совместимы с применяемыми деэмульгаторами. На установке применяются ингибиторы коррозии типа “Коррексит” 1106А и 6350, “Сипакор”. Для улучшения процесса предварительного обезвоживания нефти применяются деэмульгаторы “Сепарол”WF — 41, “Сепарол” ES–3344, “Диссолван” 2830, 3408 и другие, аналогичные по характеристикам.

Читайте также:  Установка зумы для компьютера

Дожимная насосная станция

Дожимные насосные станции (ДНС) Рис.1. применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

  • буферной емкости;
  • сбора и откачки утечек нефти;
  • насосного блока;
  • свечи аварийного сброса газа.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м 3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

  • приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;
  • сепарации нефти от газа;
  • поддержания постоянного подпора порядка 0,3 — 0,6 МПа на приеме насосов.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:

  1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.
  2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.
  3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.
  4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м 3 , оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы ДНС

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.

источник

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

Расчетная длина вертикального фильтра-коалесцера составит:

Для проведения дальнейших расчетов и опытно-промысловых испытаний принимаем длину фильтра-коалесцера 3 м.

Осаждение механических примесей происходит по нижней образующей корпуса ТВО. Для накопления осажденных механических примесей предусмотрен специальный колпак, установленный в нижней части водяной секции узла.

В третьей главе приводятся результаты промысловых испытаний технологии кустового сброса воды в трубном исполнении с применением фильтров-коалесцеров на Ново-Киевском нефтяном месторождении.

Эффективность разработанной технологии и технических решений определялась путем сравнения качественных показателей воды на выходе из корпуса ТВО при условии применения и не применения фильтров-коалесцеров.

Качественные показатели нормируются ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству». Так, для условий Ново-Киевского месторождения требования к качеству подготавливаемой воды составят до 40 мг/л по содержанию нефтепродуктов и механических примесей.

Лабораторные исследования по изучению физико-химических свойств нефтей, вод и кинетики разделения эмульсий, добываемых на Ново-Киевском месторождении, были проведены совместно с сотрудниками лаборатории нефтепромысловой химии ООО «РН-УфаНИПИнефть». Исследовательские работы проводились согласно общепринятым методикам и ГОСТам по анализу нефтей, нефтяных эмульсий и пластовых вод, приведенных ниже: определение содержания воды в эмульсии – ГОСТ 2477 (метод Дина-Старка), исследование деэмульгирующей способности реагентов — метод статического отстоя в соответствии c общепринятой стандартной методикой «Бутылочной пробы», содержание твердых взвешенных частиц в пластовой воде – метод фильтрования, определение содержания нефти в промысловой сточной воде — ОСТ 39-133-81.

Читайте также:  Установка гбо в климовске

Результаты проведения промысловых испытаний до модернизации ТВО представлены на рисунке 12 и содержат данные по качест­ву сбрасываемой воды, характеризуемой остаточным содержанием неф­тепродуктов и механических примесей.

Эффективность аппарата ТВО по разделению воды и нефти с попутным сбросом пластовой воды оказа­лась не удовлетворительной, так как среднее содержание механических примесей и нефтепродуктов составило 81 и 87 мг/л соответственно.

С целью соблюдения требований по качеству подготавливаемой воды и повышения эффективности работы установки кустового сброса воды в корпус ТВО были установлены разработанные фильтры-коалесцеры.

Результаты промысловых испытаний приведены на рисунке 13.

После внесения изменений во внутреннюю конструкцию аппарата ТВО эффективность его работы значительно увеличилась и составила в среднем 32 мг/л по содержанию остаточных нефтепродуктов и 26 мг/л по содержанию механических примесей.

Рисунок 12. Качество сбрасываемой из ТВО подтоварной воды до модернизации: ОНП-1-2 – остаточное содержание нефтепродуктов в течение 1 и 2 месяца; КВЧ-1-2 – содержание механических примесей в течение 1 и 2 месяца.

Таким образом, монтаж дополнительных перегородок, формирующих горизонтальный и вертикальный фильтрующие элементы, позволил повысить качество сбрасываемой с ТВО воды, без строительства дополнительного оборудования и увеличения габаритов установки.

Рисунок 13. Качество сбрасываемой из ТВО подтоварной воды после модернизации: ОНП-1-2 – остаточное содержание нефтепродуктов в течение 1 и 2 месяца; КВЧ-1-2 – содержание механических примесей в течение 1 и 2 месяца.

В четвертой главе приведены результаты экономических расчетов по обоснованию эффективности реализации технологии кустового сброса воды на Ново-Киевском месторождении ЗАО «Санеко», в системе сбора ДНС-1 Киенгопского месторождения ОАО «Удмуртнефть» и Ветлянском месторождении ОАО «Самаранефтегаз». Экономический эффект от реализации технологии достигается за счет разницы в капитальных и эксплуатационных затратах до и после строительства установки кустового сброса воды.

Для проведения анализа уровней добычи жидкости на Ново-Киевском месторождении ЗАО «Санеко» были приняты данные проекта разработки, что позволяет выявить рост обводненности добываемой продукции на 45 % за 10 лет. Уровень балластной перекачки подтоварных вод ежегодно увеличивается в среднем на 8 %, а уровень добычи нефти сокращается на 15-20%.

Для определения актуальности строительства установки кустового сброса воды на Ново-Киевском месторождении проведена оценка затрат на перекачку попутно-добываемых вод на участке «кусты скважин — УПН» (рисунок 14).

Полученные расчетным путем затраты составили 16 547,2 тыс. руб. за весь период оценки. Таким образом, сокращение уровня перекачки на 70-80% позволит снизить операционные затраты на 11,5 – 13,5 млн. рублей. На момент проведения опытно-промысловых испытаний установки кустового сброса воды с установленными внутри корпуса ТВО фильтрами-коалесцерами эффект составил 225 тыс. руб.

Рисунок 14. Данные о росте уровня затрат на перекачку подтоварных вод.

При расчете основных технологических и экономических показателей вариантов обустройства системы сбора ДНС-1 Киенгопского нефтяного месторождения ОАО «Удмуртнефть» было установлено, что при ставке дисконтирования 20% и норме амортизации 10% эффект от сокращения капитальных затрат на строительство установки кустового сброса воды в трубном исполнении составит 193 124 тыс.руб, эффект от сокращения операционных затрат на транспорт подтоварной воды 335 тыс.руб.

При этом срок окупаемости инвестиций составит менее 1 года, чистый приведенный доход 193, 5 млн. руб., индекс рентабельности инвестиций – более 1.

При расчете основных технологических и экономических показателей вариантов обустройства системы сбора Ветлянского и Верхне-Ветлянского нефтяного месторождения ОАО «Самаранефтегаз» было установлено, что при ставке дисконтирования 20% и норме амортизации 10% эффект от сокращения капитальных затрат на строительство установки кустового сброса воды в трубном исполнении составит 129447 тыс. руб, эффект от сокращения операционных затрат на транспорт подтоварной воды 804 тыс.руб.

При этом срок окупаемости инвестиций составит менее 1 года, чистый приведенный доход 130251 млн. руб., индекс рентабельности инвестиций – более 1.

Также была рассчитана эффективность строительства ряда установок кустового сброса воды на месторождениях ОАО «Удмуртнефть».

Эффект от применения результатов проекта рассчитывался как разница затрат на расширение существующих ДНС/УПСВ и строительство установок кустового сброса воды.

Результаты расчета основных экономических показателей приведены в таблице 4.

Таблица 4 – Основные экономические показатели эффективности технологии кустового сброса воды

Месторождение Участок PI, ед DPP, лет IRR, % NPV, тыс.руб (горизонт оценки 10лет)
Котовское ГЗУ-1,1а,16(Куст1) 5,5 1,1 1,8 17 735,2
Чутырское ГЗУ-20(ДНС-5) 2,4 3,1 0,5 4 829,6
Чутырское ГЗУ-20а(ДНС-5) 1,8 4,8 0,4 2 326,0
Чутырское ГЗУ-23б,23в(ДНС-5) 1,3 8,1 0,2 1 316,1
Чутырское ГЗУ-1,6(ДНС-6) 1,7 5,2 0,3 1 994,1
Киенгопское ГЗУ-9-1,9-2,10а(ДНС-2а) 1,6 5,8 0,3 4 339,9
Киенгопское ГЗУ-4-1,4-2,4а(ДНС-3) 1,6 5,7 0,3 4 542,1
Киенгопское ГЗУ-8-1,8-2,8-3,8а,1б(ДНС-1) 1,6 5,5 0,3 4 983,5
Читайте также:  Установка инструментального ящика переоборудование

Таким образом, NPV от применения технологии кустового сброса воды на объектах ОАО «Удмуртнефть» составит 42 066,6 тыс.руб.

Проведение расчета эффективности применения технологии кустового сброса воды на объектах ОАО «Удмуртнефть» позволяет обосновать эффективность внедрения технологии.

Основные выводы

1. В результате многовариантного анализа различных технологий отделения фаз продукции скважин с механическими примесями выявлено и обосновано внедрение кустового сброса воды в трубном исполнении с новыми технологическими решениями и конструктивными элементами для ряда нефтяных месторождения ОАО «Удмуртнефть» и ЗАО «Санеко».

2. Анализ существующих методов, технологий и технических решений сброса и подготовки попутно-добываемой пластовой воды в системе сбора показал, что наиболее перспективным является применение трубных аппаратов типа ТВО, УФРЭ или ТОС.

3. Разработаны и запатентованы новые технологические решения с использованием фильтров-коалесцеров, позволяющие снизать на 50% концентрацию механических примесей и остаточных нефтепродуктов на выходе с трубных аппаратов предварительного сброса воды.

4. Выполнены промысловые испытания установки кустового сброса воды в трубном исполнении при нагрузке по жидкости до 2 000 м3/сут, по нефти до 830 м3/сут, отличающейся от емкостных аналогов:

малыми габаритными размерами площадки, составляющими около 80 м2,

низкими капитальными вложениями (в 2,5 раза ниже по сравнению с емкостным вариантом установки);

низкой металлоемкостью, обоснованной отсутствием дополнительных емкостей, необходимых для подготовки отделенной воды.

5. Промысловыми испытаниями доказано, что для повышения эффективности использования ТВО в качестве узла для сброса и подготовки попутно-добываемой воды необходим монтаж разработанных фильтров-коалесцеров.

6. Экономический эффект от внедрения установки кустового сброса воды на Ново-Киевском нефтяном месторождении в период проведения промысловых испытаний составил 225 тыс. руб.

Основные положения диссертации опубликованы:

— в изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования РФ:

1. Борисов Г.К. Обоснование возможности применения технологии кустового сброса воды на Ново-Киевском нефтяном месторождении / Г.К. Борисов, В.Ф. Шаякберов, М.Х. Газизов, К.Б. Борисов, А.В. Мостобоев // Нефтепромысловое дело. — 2011. — № 12. — С. 46 — 51.

2. Борисов Г.К. Подбор эффективных деэмульгаторов для условий кустового сброса воды на Ново-киевском нефтяном месторождении/ Г.К. Борисов, В.Х. Сингизова, И.В. Крестелева, Л.Е. Каштанова, А.В. Мостобоев // Нефтепромысловое дело. — 2012. — № 2. — С. 48-51.

3. Мостобоев А.В. Патент № 117306 Россия, МПК B01D 17/028 (2006.01). Отстойник для очистки воды / А.В. Мостобоев, Г.К. Борисов // ООО «РН-УфаНИПИнефть». — № 2012105507/05; заявлено 16.02.2012; опубл. 27.06.2012; Бюл. № 18.

4. Хисамутдинов Н.И. Патент № 116147 Россия, МПК C10 G 33/06 B01 D 25/12. Фильтр-коалесцер для очистки воды / Н.И. Хисамутдинов, А.В. Мостобоев, Г.К. Борисов // ООО «РН-УфаНИПИнефть». — № 2012105506/04; заявлено 16.02.2012; опубл. 20.05.2012; Бюл. № 14.

5. Хисамутдинов Н.И. Патент № 117096 Россия, МПК B01D 17/00 (2006/01). Фильтр-коалесцер для очистки воды / Н.И. Хисамутдинов, А.В. Мостобоев, Г.К. Борисов // ООО «РН-УфаНИПИнефть». — №2012105504/05; заявлено 16.02.2012; опубл. 20.06.2012; Бюл. № 17.

— в других изданиях:

6. Голубев М.В. Варианты установок предварительного сброса воды проектируемые в ОАО «НК «Роснефть» / М.В. Голубев, М.Х. Газизов, Г.К. Борисов // Тезисы докладов III научно-технической конференции молодых специалистов ООО «РН-УфаНИПИнефть», Уфа, 3-10 марта 2009 г.: – Уфа : Вагант, 2009– С. 126-129.

7. Голубев М.В. Оптимизация технологического расчета аппаратов типа НГСВ и ОГН-П / М.В. Голубев, М.Х. Газизов, Г.К. Борисов // Тезисы докладов IV научно-технической конференции молодых специалистов ООО «РН-УфаНИПИнефть», Уфа, 3-5 марта 2010 г.: – Уфа: Вагант, 2010. – С. 91.

8. Теплова А.В. Анализ методов очистки пластовых сточных вод, применяемых на предприятии первичной подготовки нефти / А.В. Теплова, И.В. Терпигорьева, Г.К. Борисов, М.В. Голубев // Тезисы докладов V Всероссийской научно-практической конференции «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа», г. Томск, 21-24 сентября 2010 г.: — Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН. — 2010. — С. 180-182.

9. Голубев В.Ф. Кустовой сброс — перспективное направление в организации обустройства месторождений в современных условиях / В.Ф. Голубев, М.В. Голубев, М.Х. Газизов, Г.К. Борисов // Тезисы докладов V Всероссийской научно-практической конференции «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа», г. Томск, 21-24 сентября 2010 г.: — Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН. — 2010. — С.213 — 216.

10. Юков А.Ю. Снижение капитальных и операционных затрат на подготовку нефти за счет применения технологии кустового сброса воды / А.Ю. Юков, В.Г. Бедрин, В.В. Акименко, А.Р. Латыпов, М.В. Голубев, М.Х. Газизов, Г.К. Борисов, А.Н. Винокуров, А.Р. Хуснутдинов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2011. — № 22. — С.38 — 42.

источник