Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

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

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии кустового сброса и очистки попутно-добываемой воды с использованием трубных аппаратов"

На правах рукописи

005054085

БОРИСОВ ГЕОРГИЙ КОНСТАНТИНОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ КУСТОВОГО СБРОСА И ОЧИСТКИ ПОПУТНО-ДОБЫВАЕМОЙ ВОДЫ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

ТРУБНЫХ АППАРАТОВ

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

" I НОЯ 2012

Уфа-2012

005054085

Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью «РН-УфаНИПИнефть» (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

Официальные оппоненты:

Уразаков Камил Рахматуллович - доктор технических наук, профессор, ООО «РН-УфаНИПИнефть», отдел разработки, главный технолог по добыче

Чеботарев Виктор Васильевич - кандидат технических наук, Уфимский Государственный нефтяной технический университет, заместитель декана горнонефтяного факультета

Ведущая организация - Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») (г.Уфа)

Защита состоится «16» ноября 2012 года в 14-00ч. на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г.Уфа, ул. 8-ое Марта,12

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика». Автореферат разослан 10 октября 2012.

Ученый секретарь диссертационного совета

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

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 энергоэф-фективностн 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 (УГ1СВ) 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.

Объеют исследования — технологии сброса и подготовки попутно-добываемой воды.

Предмет исследования - трубное и емкостное оборудование установок предварительного сброса воды.

Основные задачи исследования

1. Анализ мирового опыта в области применения технологий и установок кустового сброса воды.

2. Исследование физико-химических свойств добываемых жидкостей Ново-Киевского нефтяного месторождения ЗАО «Санеко» и Киенгопского нефтяного месторождения ОАО «Удмуртнефть».

3. Разработка конструкций фильтров-коалесцеров, устанавливаемых внутри корпуса трубного водоотделителя, для повышении качества очистки пластовой воды.

4. Разработка вариантов малогабаритных установок кустового сброса воды для различных параметров поступающих потоков жидкости.

5. Обоснование эффективности техно1 огни кустового сброса воды на месторождениях ЗАО «Санеко» и ОАО «Удмуртнефть».

6. Внедрение технологии кустового сброса воды в трубном исполнении с использованием разработанных фильтров-коалесцеров ,ия 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 матсма-ического моделирования.

Научная новизна

1. Исследованиями численным методом, на математической модели течения потока жидкости параметров потока (дисперсность механических примесей и остаточных нефтепродуктов, их плотность, скорость, вязкость живности, и плотность распределения частиц) на поверхности входного сечения фильтра-коалеоцера установлены их граничные значения, при которых осаждение механических примесей н остаточных нефтепродуктов максимальны.

2. Разработаны фильтры-коапесцеры, позволяющие изменять скорость течения поступающего потока жидкости через фильтры гля обеспечения максимальной степени очистки пластовой воды от механических примесей и остаточных нефтепродуктов, путем задания фиксированных объемов прохождения жидкости через межпласттпюе пространство фильт-ра-коалесцера.

3. Предложены способы интенсификации коалесценции капель воды путем двухступенчатого расположения зон сепарации и Еодоотделенкя, обеспечивающие повышение эффективности технологии кустового сброса веды в трубном исполнении.

Основные защищаемые положения

1. Обоснование выбора технологии отделения механических примесей и остаточных нефтепродуктов от попутно-добываемой вода на установке кустового сброса воды.

2. Технологические решения организации сброса и подготовки попутно-добываемой воды на ранних участках добычи по характег истикам добываемой продукции.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обоснована достаточным объемом и результатами аналитических исс1едонаний, выполненных в аккредитованных лабораториях, использованием методов мате» этической статистики, а также положительным эффектом внедрения результатов исследований ка Ново-Киевском нефтяном месторождении ЗАО «Санеко».

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. Результаты диссертационной работы применяются на установке сброса воды НовоКиевского 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» Голу-беву В.Ф. и Газизову М.Х. за помощь и полезные советы, высказанные в процессе формирования и выполнения диссертационной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель, основные задачи исследования, научная новизна и защищаемые научные положения, приведена практическая значимость работы.

В первой главе проведен анализ существующих методов очистки вод, на основе патентного анализа зарубежных и отечественных разработок выбраны оптимальные конструктивные решения технологии кустового сброса воды.

В целом методы очистки сточных вод можно разделить на три группы: механические, физико-химические, химические. Для выбора наиболее эффективного метода очистки пластовой воды на установке кустового сброса воды был проведен анализ существующих разработок в данной области. В качестве основных технологических узлов процесса отделения воды были приняты трубные аппараты: трубный водоотделитель (ТВО), трубный отстойник сепаратора (ТОС) и узел фазового разделения эмульсии (УФРЭ) (рисунки 1-3).

Рисунок 1. Трубный водоотделитель (ТВО): 1 - патрубок ввода газожидкостной смеси в корпус ТВО; 2 - патрубок отвода газожидкостной смеси из корпуса ТВО; 3 - патрубок от-

Я * I ч

вода воды из корпуса ТВО; 4 - корпус ТВО; 5,6- опоры.

Рисунок 2. Трубный отстойник-сепаратор: 1 - патрубок входа газожидкостной смеси в корпус ТОС; 2 - корпус ТОС; 3 - патрубок отвода газа; 4 - патрубок отвода воды; 5 - патрубок отвода нефти.

Рисунок 3. Узел фазового разделения эмульсии (УФРЭ): 1 - патрубок входа газожидкостной смеси в корпус УФРЭ; 2 - корпус УФРЭ; 3 - патрубок отвода газа; 4 - патрубок отвода газожидкостной смеси; 5 - патрубок отвода воды.

Анализ каждого из рассмотренных вариантов выявил критерии их применимости при различных параметрах входящего потока жидкости. В качестве критерия выбора конструктивного оформления процесса был принят газовый фактор входного потока, так как именно он наиболее значимо сказывается на ведение технологического оформления процесса. Так, аппараты ТВО желательно использовап. в условиях газового фактора входящего потока до 100 м3/м3, ТОС - до 15 м'/м3. Установки на базе узла фазового разделения являются наиболее универсальными в силу их эффективной работоспособности независимо от газового фактора входного потока.

На основе выделенных технических решений был выбран оптимальный метод очистки пластовой воды с использованием тонкослойных отстойников отечественных и зарубежных производителей. Результаты сравнения методов очистки приведены в таблице I.

В последнее время в мировой практике большое внимание уделяется применению для подготовки воды микрофильтров., суть работы которых заключается не в удержании нефтепродуктов и механических примесей, а в создании дополнительной поверхности контакта, позволяющей производить их коагуляцию и тем самым способствовать увеличению скорости всплытия.

Согласно данным таблтоы 1 для реализации технологии кустового сброса в емкостном исполнении в качестве аппарата подготовки воды более эффективно использовать серийно выпускаемые отечественной промышленностью аппараты глубокой очистки воды (АГ'ОВ) или отстойники воды кассетные (ОВК) компании ООО НПП «Коитекс», отстойники воды модернизированные (ОВМ) фирмы ЗАО НТК «МодульНефтеГ'азКомплекг» и т.п.

Таблица 1 - Технико-технологические параметры вариантов подготовки пластовой воды

Вариант подготовки воды Производитель Аппарат Технические характеристики

Производительность, м3/сут Содержание в очищенной воде, мг/л

Нефтепродуктов Взвешенных частиц

Отстойник динамический ОАО «Курганхнммаш» ОВ до 10000 40 40

ООО НПП «Контекс» АГОВ от 1000 до 12000 15-25 15-20

ОВК от 2000 до 6000 25-50 20-30

ЗАО НТК «МодульНефте-ГазКомплект» ОВМ от 400 до 1000 10-30 10-20

ОАО «Салаватнефтемаш» ОГВГ до 10000 до20 15-20

Отстойники тонкослойные ЗАО НТК «МодульНефте-ГазКомплект» ОВТ от 500 до 5000 Нет данных до 30

Расе! м- РАК® конструкция и производительность определяется запросом до 10 до 10

Гидроциклоны напорные АИег1у АР-20 АР- 25,50,80 конструкция и производительность определяется запросом 15-40 15-40

Микрофильтры Ма!е ОТУ конструкция и производительность определяется запросом 15-30 15-30

Для трубных вариантов более целесообразно применять тонкослойный отстойник на базе технологии М-РАК® компании Facet.

В ходе проведения анализа существующих систем сбора была определена технологическая необходимость организации кустового сброса воды с последующей ее закачкой в систему ППД, обоснована целесообразность применения трубных аппаратов для организации технологии взамен емкостных. Также были проанализированы и выбраны оптимальный способ и устройства для осуществления очистки отделенной пластовой воды.

Вместе с тем, в настоящее время отсутствует научное обоснование совмещения технологического процесса сброса воды с ее очисткой непосредственно в теле трубного аппарата, поэтому дальнейшие исследования направлены на разработку технологии кустового сброса и подготовки воды. Для этого необходимо проведение исследований, направленных на определение физико-химических свойств добываемых жидкостей, подбор химических реагентов и моделирование технологического процесса разрушения эмульсии в теле трубных аппаратов.

Во второй главе разработаны технология и технические средства, позволяющие осуществлять сброс и подготовку воды на кустах добывающих скважин Ново-Киевского нефтяного месторождения ЗАО «Санеко» и Киенгопского нефтяного месторождения ОАО «Уд-муртнефть».

С целью снижения металлоемкости и габаритных размеров установки разрабатываемая технология кустового сброса воды должна включать два блока: блок сброса воды и блок подготовки воды (рисунок 4).

Рисунок 4. Технология кустового сброса воды с указанием основных элементов.

В работе Д.Ю. Гизбрехта «Стратегическое развитие системы сбора и транспорта высо-кообводненной продукции скважин ОАО «АНК «Башнефть» (Нефтяное хозяйство, 2010г., №2, с. 102-105) наличие дополнительного блока очистки воды обосновано низкими показателями качества очистки отделившейся пластовой воды, колеблющимися в широких пределах и зависящими от свойств нефти и воды. В среднем содержание нефтепродуктов в сбрасываемой

воде при номинальной нагрузке на блок сепарации воды составляет более 200 мг/л, что превосходит минимально допустимые качественные показатели более чем в 4 раза (рисунок 5).

Рисунок 5. Зависимость качества воды от величины сброса ее от максимального возможного потенциала сброса воды (а) и удельной нагрузки на установку (б): 1,2 - обводненность нефти на входе в установку соответственно менее и более 60%.

Как видно из представленных выше материалов, при реализации технологии кустового сброса воды очистка отделяемой пластовой воды от нефтепродуктов и механических примесей является приоритетной задачей.

Реализация технологии кустового сброса воды планировалась на Ново-Киевском месторождении ЗАО «Санеко». Обзорная схема расположения промышленных объектов НовоКиевского месторождения в районе строительства установки представлена на рисунке 6.

Добыча нефти осуществляется с двух кустов - № 1 и № 2, включающих от 5 до 7 добывающих скважин. Средняя обводненность добываемой жидкости составляет 70 %. На каждом кусту на автоматической групповой замерной установке (АГЗУ) ведется дозировка реагента-деэмульгатора для разрушения эмульсии, и происходит предварительный сброс свободной воды в аппаратах УПСВ. Затем частично обезвоженная водонефтяная эмульсия с содержанием остаточной воды 20-40 % поступает на УПН, где производится полное обезвоживание и обессоливание продукции.

Рисунок 6. Схема расположения установки кустового сброса воды.

На основании проведенных исследования физико-химических свойств нефтей, нефтяных эмульсий и пластовых вод Ново-Киевского месторождения можно сделать вывод, что продукция добывающих скважин - высокообводненная эмульсия. Нефтяная фаза сернистая, с высоким содержанием смол и асфальтенов. Пластовая вода жесткая, высокоминерализованная, хлоркальциевого типа. Наилучшим реагентом для проведения предварительного обезвоживания нефти на УПСВ является деэмульгатор ФЛЭК-022, который при расходах 25 и 50 г/т нефти позволяет удалять максимальное количество воды из нефти, при этом содержание остаточной воды в нефти снижается до значений 0-1,85 % как в летний период, так и в зимний. После предварительного обезвоживания смеси нефтей с кустов 1 и 2 с использованием реагентов ФЛЭК-022 и АМ-7Б-3 в сбрасываемой воде наблюдается небольшое количество взвешенных частиц (0,8-4,3 мг/л). В то же время исследуемые воды характеризуются высоким содержанием диспергированных глобул нефти, причем наибольшее количество нефти остается в воде после применения базового деэмульгатора АМ-7Б-3 (245,9-344,3 мг/л). Так как на данном месторождении норма по содержанию в сточной воде нефти 40 мг/л, предложено перед закачкой в пласт осуществлять ее подготовку.

Для разработки принципиальной технологической схемы установки кустового сброса воды были приняты следующие данные (таблица 2), полученные в ходе лабораторных экспериментов, проведенных в промысловой лаборатории ЗАО «Санеко» и лаборатории ООО «РН-УфаНИПИнефть».

Таблица 2 - Общие показатели работы установки кустового сброса воды

Параметр Значение

Производительность, м~7сутки: по жидкости по нефти по воде по газу (при стандартных условиях) 1724,4 ... 1937,8 479,9 ... 830,1 894,3 ... 1457,9 7400 ... 12800

Температура (зима/лето), °С: на входе в установку на выходе из установки 15 ... 19/25... 30 15 ... 19/25... 30

Давление на входе, МПа: 1,0 ... 1,6

Схема установки приведена на рисунке 7. Водонефтегазовая смесь с кустов 1 и 2 НовоКиевского месторождения (обводнённостью до 72%) поступает через гидродинамический коалесцер (ГДК) (3) и депульсатор (Д) (4) в корпус ТВО (5). Скорость течения в ГДК составляет не более 0,6 м/с, что позволяет использовать его в качестве успокоительного коллектора (так как скорость смеси в нём не более 1 м/с).

Рисунок 7. Принципиальная технологическая схема установки кустового сброса воды на Ново-Киевском нефтяном месторождении: 1 - автоматическая групповая замерная установка (АГЗУ); 2, 6 - блок дозировки реагента (Бр); 3 - гидродинамический коалесцер (ГДК); 4 - депульсатор (Д); 5 - трубный водоотделитель (ТВО); 7 - клапан; 8 - отстойник воды (ОВК); 9 - буферная емкость (БЕ); 10 - узел учета воды (УУВ); 11 - частотно-регулируемый привод (ЧРП); 12 - насос внешней перекачки воды (ВНПВ); 13 - емкость подземная (ЕП); 14 -дренажная емкость (ДЕ); 15 - шламосборник (Ш).

Ввод жидкости из депульсатора Д в корпус ТВО осуществляется тангенциально, со стороны меньшей оси эллипса (зеркало жидкости в наклонной трубе представляет эллипс, характеризующийся большей и меньшей осями), на границе раздела «жидкость-газ». Такое выполнение ввода позволяет:

сразу отводить в газовый участок весь предварительно отделённый газ, не допуская его перемешивания с жидкостью;

равномерно распределить поступающий поток водонефтяной эмульсии по зеркалу «жидкость-газ»;

практически исключить дополнительное перемешивание эмульсии всплывающими пузырьками газа;

использовать для очистки воды всю толщину нефтеотстойного участка.

Отделившийся попутный нефтяной газ с депульсатора сразу поступает в газовый участок ТВО.

В нефтеотстойном участке ТВО происходит разделение водонефтяной эмульсии на нефть, воду и газ под действием гравитационных сил. Разделение происходит на границе «жидкость-газ», по толщине нефтеотстойного участка и на границе раздела «нефть-вода». Согласно проведенным лабораторным исследованиями время пребывания жидкости в ТВО должно составлять не менее 30 мин.

Далее частично обезвоженная дегазированная нефтяная эмульсия по отводящим трубопроводам подается на УПН для подготовки до требуемой группы качества.

Вода из нижней точки водоотстойного участка ТВО поступает в трубопровод отвода воды при рабочем давлении 1,6 МПа и далее на глубокую водоподготовку и дегазацию в отстойник воды ОВК (8) типа ОВК-ЮО/1,6 (отстойник воды вместимостью 100 м^ с давлением 1,6 МПа), который позволяет достигнуть на выходе концентрации нефтеподуктов до 40 мг/л, КВЧ до 40 мг/л и обеспечить дегазацию воды.

Газ из ОВК отводится по газовой линии на свечу рассеивания.

Из отстойника пластовая вода перекачивается в систему поддержания пластового давления (ППД) посредством высоконапорной насосной установки (ВНПВ) (12) под давлением 10 МПа. В зависимости от уровня воды в ОВК посредством частотно-регулируемого привода (ЧРП) (11) осуществляется изменение производительности насосов ВНПВ.

Отвод нефти из гидрофобного слоя отстойника ОВК производится в дренажную ёмкость ДЕ (14) вместимостью 8 м3. Огкачка нефти из ДЕ производится, по мере заполнения, насосом в нефтегазопровод, идущий от ТВО.

Для проектирования данной установки были рассчитаны размеры основного технологического оборудования. Так, на основании лабораторных экспериментов время пребывания

эмульсии в ТВО составляет не менее 30 мин. За это время в неё поступит (в год максимальной добычи жидкости):

жидкости - 80,8 м3/час;

газа (при стандартных условиях) - 154,2 м3.

В связи с небольшими размерами площадки под строительство установки кустового сброса воды возникают ограничения по длине ТВО. Для её уменьшения используется труба максимально выпускаемого диаметра - 1400 мм. Вместимость 1 погонного метра составляет 1^=1,54 м3. Согласно РД 39-0004-90 коэффициент заполнения объёма аппарата жидкостью составляет 0,6. В расчетах принят коэффициент заполнения объёма ТВО жидкостью 0,725. Тогда расчетная длина ТВО составляет:

80,8< 3 ,,. .

-Ч-= 36,11

2-1,54/ 0,725

Выбрана длина ТВО 36 м (при этом коэффициент заполнения объёма жидкостью -

0,725).

Угол наклона ТВО составляет 4°. Зеркало «нефть-вода» в нём представляет эллипс площадью 24,4 м2 (длина большой оси 22,2 м, длина малой оси - 1,4 м) и расположенный параллельно поверхности горизонта. Толщина (по вертикали) нефтеотстойного участка будет не менее 0,5 м.

В качестве базового используется отстойник воды горизонтальный гидрофобный ОГВ-Г-50 производства ОАО «Салаватнефтемаш», который позволяет очищать воду от нефтепродуктов до 15...20 мг/л и механических примесей до 20 мг/л. Объём такого отстойника 50 м3 -его производительность составляет 2000 м3/сутки, что обеспечивает достаточный резерв по заданному объёму закачки воды в год максимальной добычи жидкости - 1504 м3/сутки.

Вместимость буферной ёмкости определялась из условия обеспечения требуемого объёма откачки воды из неё в течение 25 мин при коэффициенте заполнения жидкостью 0,6. Объём откачки воды составляет 62,7 м3/час. Тогда расчетная вместимость буферной ёмкости равна:

(62,7 м3/час*0,42 ч)/0,6 = 43,9 м3

Выбран объём буферной ёмкости 50 м3.

При расчете нагрузок на фундамент ТВО, основную массу составляет труба длиной 36 м, диаметром 1,4 м и толщиной стенки 10 мм.

Площадь поверхности ТВО:

5 = тЮЬ + л02/2 = 158,3 + 3,1 = 161,4м2

Вместимость ТВО:

^ = л£>2£/4 = 55,4л(3

Так как у ТВО 4 опоры, то при условии равномерного распределения нагрузки по опорам нагрузка на 1 опору составляет 16,7 т.

В рамках диссертационной работы разработаны технические решения, позволяющие организовать очистку попутно-добываемой пластовой воды без привлечения дополнительных емкостей (рисунок 8).

Рисунок 8. Предлагаемая схема модернизации трубного водоотделителя ТВО: 1 - корпус ТВО; 2 - вход ГЖС; 3 - выход воды; 4 - выход газа; 5 - колпак для сбора механических примесей; 6 - наклонный фильтр-коалесцер; 7 - вертикальный фильтр-коалесцер; 8 - патрубок отвода нефти.

Предлагаемое техническое решение конструкции трубного водоотделителя способствует повышению качества подготовки отделенной пластовой воды в теле трубного аппарата. Применение наклонного и вертикального фильтров-коалесцеров способствует успокоению потока и, тем самым, снижению сопротивления, оказываемому на всплывающую частицу нефти или осаждающуюся твердую частицу механической примеси.

Наклонный фильтр-коалесцер (рисунок 9 а,б) служит для предварительного успокоения потока, «грубого» разделения на нефтяную и водяную часть, а также для разрушения пены. Газожидкостной поток, поступая в тело трубного водоотделителя, под действием грави-

тацонных сил сепарируется на «нефтяную» и «водяную» фазы, разделенные между собой промежуточным слоем. Нефтяная фаза в большей степени состоит из нефти с некоторым содержание воды, механических примесей, природных эмульгаторов, газа и т.д., водяная часть -из воды с остаточным содержанием нефтепродуктов, механических примесей и растворенного попутного нефтяного газа.

Рисунок 9. Наклонный фильтр-коалесцер: а - общий вид, б - изометрия.

Конструкция фильтра-коалесцера способствует уменьшению столба жидкости за счет наличия параллельных перегородок:

Н, =Ь2 + Ь3, (2.1)

где Н] — высота столба жидкости в корпусе ТВО в случае отсутствия перегородок;

Ь2, И, - высота столба жидкости при наличии наклонных перегородок. Отделенная на наклонном фильтре-коапесцере (рисунок 9) пластовая вода занимает нижнюю часть корпуса ТВО, где поступает в вертикальный фильтр-коалесцер (рисунок 10), работающий по принципу «сообщающихся сосудов».

Вертикальный фильтр-коалесцер (рисунок 10) выполнен из пластин рифленой формы, соединенных на стальных стержнях таким образом, что образуется «сотовая» структура коа-лесцирующего элемента. Поток жидкости (пластовая вода с остаточными нефтепродуктами и механическими примесями), поступая в «сотовую» структура фильтра, движется с постоянной скоростью, но с переменным объемом. Таким образом, формируются, в некоторой степени, «застойные» зоны, в которых происходит укрупнение капель нефти и осаждение механических примесей.

Коалесценция глобул нефти происходит во всем объеме движения потока жидкости и, доходя до последней перегородки, нефтяная составляющая укрупняется и занимает, в основном, верхнее граничное положение.

Рисунок 10. Вертикальный фильтр-коалесцер.

Схема работы вертикального фильгра-коалесцера представлена на рисунке 11.

Рисунок 11. Схема работы вертикального фильтра-коалесцера: V,06 , V,06 - объем жидкости, у/", V;™- скорость движения потока.

Для удобства, объединенные исходные данные, необходимые для проведения расчета длины фильтра-коалесцера, сведены в таблицу 3.

Таблица 3 - Исходные данные для расчета вертикального фильтра-коалесцера

Обозначение Наименование Значение

квч ОНП

Ч> Коэф., учитывающий гидродинамические условия потока 1,25 1,25

Кф Коэф., учитывающий форму поперечного сечения элемента 1,0 1,0

Но Высота элемента, м 0,99 0,99

У0 Ср. скорость потока в элементе, м/с 0,013 0,013

и0 Расчетная скорость осаждения/всплы гия, м/с 0,13.') м/с 0,218

а Угол наклона элемента к горизонтали, град. 45 180

Кдг Коэф. агломераций, учитывающий влияние осадка 1,15 1,3

Кст Коэф. учитывающий стеснение сечения потока 0,75 0,75

Удельная нагрузка по нефти, м/с 0,1884 0,3587

К|, Расчетный коэффициент 2,48756 2,48756

к2. Расчетный коэффициент 2,0973 1,9553

Кои Коэф. учитывающий гидравлическое совершенство элемента 0,67 0,67

Кк Конструктивный коэффициент 0,8 0,8

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 НовоКиевском нефтяном месторождении.

Эффективность разработанной технологии и технически?; 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 фгаико-химичогких свойств нефтей, еод 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 с 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.

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.

_

_

9 11 13 15 17 19 21 23 25 27

Сроки проведения испытаний

-ОНП-1 - ОНП-2 КВЧ-1 КВЧ-2

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.

Сроки проведения испытаний

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 «Удмурт-нефть» 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.

123456789 10

ГОДЫ

и Уровень добычи воды, тыс мЗ/год а Уровень добычи жидкое™, тыс.мЗ/год

□ Уровень добычи нефти, тыс.мЗ/год ■ Затраты на перекачку воды, тыс. руй/гсщ

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 «Удмурт-нефть» 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 окупаемое™ 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 сосрашения 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 га 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

Месгорожпваие Участок РГ,ед DPP, IRR,% NFViibic.py6 (горизонт оценка Юдегг)

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 ГЭУ-23б,23в(ДНС-5) 1,3 8,1 0,2 1 316,1

Чутырское ГЗУ-1,б(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

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 TOC.

3. Разработаны и запатентованы новые технологические решения с использованием фильтров-коалесцеров, позволяющие снижать 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 ООО м3/сут, по нефти до 830 м'/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 фипьтров-коалесцеров.

6. Экономический эффект от внедрения установки кустового сброса воды на НовоКиевском 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. Га-зизов, КБ. Борисов, A.B. 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. Кре-стелева, Л.Е. Каштанова, A.B. Мостобоев // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 2. - С. 48-51.

3. Мостобоев A.B. Патент № 117306 Россия, МПК B01D 17/028 (2006.01). Отстойник для очистки воды / A.B. Моего бое», 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 СЮ G 33/06 В01 D 25/12. Фильтр-коалесцер для очистки воды / Н.И. Хисамутдинов, A.B. 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, A.B. 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 «ПК «Роснефть» / М.В. Голубев, М.Х. Газизов, Г.К. Борисов // Тезисы докладов III научно-технической конференции молодых специалистов ООО «РН-УфаНИПИнефть», Уфа, 310 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 A.B. Анализ методов очистки пластовых сточных вод, применяемых на предприятии первичной подготовки нефти / A.B. 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 научио-практичесхой 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. Акимен-ко, А.Р. Латыпов, М.В. Голубев, М.Х. Газизов, Г.К. Борисов, А.Н. Винокуров, А.Р. Хуснутди-нов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2011. - № 22. - С.38 - 42.

Подписано к печати 08.10.12. Формат 60x84 1/16. Бумага писчая. Гарнитура «Тайме». Усл. печ. л. 1,4. Уч.-изд. л. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ № 121.

Отпечатано с готовых авторских оригиналов на ризографе в издательском отделе Уфимской государственной академии экономики и сервиса 450078, г. Уфа, ул. Чернышевского, 145, к. 206: тел. (347)241-69-85

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Борисов, Георгий Константинович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ

ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА И ПОДГОТОВКИ ВОДЫ.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА И ПОДГОТОВКИ ВОДЫ.

1.1 Анализ применяемых систем сбора н подготовки нефти и воды.

1.2 Методы очистки пластовой воды.

1.2.1 Механические способы подготовки воды.

1.2.1.1 Песколовки.

1.2.1.2 Отстойники.

1.2.1.3 Гндронпклоны.

1.2.1.4 Фильтры.

1.3 Технология предварительного сброса воды.

1.4 Обзор патентной информации по технологии кустового сброса воды в трубном и емкостном нсполненнн.

1.5 Трубные аппараты сброса воды. Описание и принципы работы.

1.5.1 Трубный водоотделитель (ТВО).

1.5.2 Узел фазового разделения эмульсин (УФРЭ).

1.5.3 Трубный отстойник сепаратор (TOC).

1.6 Выбор способа подготовки пластовой воды для условий кустового сброса воды

1.7 Выводы.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ КУСТОВОГО СБРОСА ВОДЫ С ПОСЛЕДУЮЩЕЙ ЕЕ ПОДГОТОВКОЙ И ЗАКАЧКОЙ В СИСТЕМУ ППД.

2.1 Совершенствование процесса предварительного сброса иопутно-добываемой пластовой воды.

2.2 Разработка технических решений для осуществления кустового сброса воды на Ново-Киевском нефтяном месторождении.

2.2.1 Описание участка для реализации технологии кустового сброса воды в системе сбора Ново-Киевского нефтяного месторождения.

2.2.2 Анализ физико-химических свойств поступающей жидкости Ново-Киевского нефтяного месторождения.

2.2.3 Результаты лабораторных экспериментов по деэмульсацни нефти и очистке пластовых воды Ново-Киевского месторо/цдсния.

2.2.3.1 Результаты лабораторных опытов по деэмульсацнп нефти.

2.2.3.2 Оценка качества пластовой воды, после деэмульсации нефти.

2.2.4 Схема установки кустового сброса и подготовки пластовой воды для условии Ново-Киевского нефтяного месторождения.

2.2.5 Описание технологической схемы и режимов работы установки.

2.2.6. Система поддержания пластового давления Ново-Киевского месторождения.

2.2.7 Обоснование объёмов выбранных аппаратов.

2.2.7 Аппаратурное оформление технологического процесса на установке кустового сброса воды Ново-Киевского нефтяного месторождения.

2.3 Технические решения осуществления кустового сброса воды для условий Киснгопского нефтяного месторождения ОАО «Удмуртнефть».

2.3.1 Описание участка реализации технологии кустового сброса воды в системе сбора ДНС-1 НГДУ «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть».

2.3.2 Разработка вариантов схем установок кустового сброса воды для условий ГЗУ-8а, 8-2, 8-3 Киснгопского нефтяного месторождения ОАО «Удмуртнефть».

2.3.2.1 Установки кустового сброса воды на базе трубных аппаратов.

2.3.2.2 Установки кустового сброса воды на базе ТВО.

2.3.2.3 Установка кустового сброса воды на базе УФРЭ.

2.3.2.4 Установка кустового сброса воды на базе ТО С.

2.3.3 Результаты сравнения вариантов установок кустового сброса воды для условии Киснгопского нефтяного месторождения.

2.4 Принципиальная технологическая схема установки кустового сброса воды на базе трубного аппарата УФРЭ.

2.4.1 Расчет основных геометрических параметров оборудования.

2.5 Выводы.

ГЛАВА 3. ИСПЫТАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ КУСТОВОГО СБРОСА ВОДЫ В ТРУБНОМ ИСПОЛНЕНИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ФИЛЬТРОВ-КОАЛЕСЦЕРОВ НА НОВО-КИЕВСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ.

3.1 Результаты проведения испытании технологии кустового сброса воды на Ново-Кнсвском нефтяном месторождении.

3.2 Оптимизация работы ТВО на установке кустового сброса воды Ново-Киевского нефтяного месторождения.

3.3 Выводы.

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.

4.2 Прогнозные расчет экономической эффективности технологии кустового сброса воды в ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «Самаранефтегаз».

4.2.1 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат на строительство установки кустового сброса воды в системе сбора ДНС-1 Киенгонского месторождения ОАО «Удмуртнефть».

4.2.2 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат на строительство установки кустового сброса воды в системе сбора УПСВ «Ветлянское» ОАО «Самаранефтегаз».

4.3 Оценка экономической эффективности применения установок кустового сброса воды на месторождениях ОАО «Удмуртнефть».

4.4 Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии кустового сброса и очистки попутно-добываемой воды с использованием трубных аппаратов"

Актуальность проблемы

Модернизация систем обустройства «старых» нефтяных месторождении тесно связана с общими направлениями совершенствования и развития технологических схем обустройства. Одним из перспективных решений для проведения такой модернизации на современном этапе развития нефтедобычи является введение раннего сбора и утилизации пластовых вод как главной меры по сокращению объёмов перекачек и фронта коррозии [85].

В работах [58, 59] высказана идея применения технологии кустового сброса воды, позволяющей снизить нагрузки на существующее оборудование системы сбора и подготовки, а также затраты на перекачку попутно-добываемой пластовой воды. Суть технологии заключается в отделении части попутно-добываемой пластовой воды на раннем участке добычи с последующей закачкой ее в систему поддержания пластового давления (ППД). Подготовка отделенной воды осуществляется в фильтрующих элементах, выполненных из параллельных пластин сложной формы, с возможным применением химических реагентов. Объем сбрасываемой на установке кустового сброса воды определяется потенциалом закачки воды в систему ППД.

Эффективность технологии определяется условиями снижения капительных затрат на строительство установки кустового сброса воды и сокращения операционных расходов на транспорт жидкости от куста скважин до пункта сброса воды (УПСВ). В работе, приведены расчеты экономической эффективности применения технологии кустового сброса воды на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», ОАО «Самаранефтегаз» и ЗАО «Санэко». Так, для условий Ново-Киевского нефтяного месторождения ЗАО «Санэко» сокращение ежегодных затрат на транспорт жидкости составит 1 250 тыс.руб., для условий Ветлянского нефтяного месторождения ОАО «Самаранефтегаз» - 804 тыс. руб, эффект от применения установок кустового сброса воды на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» составил - 10 610 тыс.руб. Минимизация затрат на строительство установок кустового сброса воды достигается путем применения трубных аппаратов тина трубный водоотделитель [57], узла фазового разделения эмульсии и трубного отстойника сепаратора [76]. Строительство таких установок также позволяет сократить площадь занимаемых площадок и общую металлоемкость. Применение технологии кустового сброса воды на нефтяных месторождениях компании ОАО «НК «Роснефть» позволит минимизировать издержки производства, прежде всего за счет сокращения затрат на транспорт подтоварной воды. Технологию перспективно применять на начальных участках добычи, на месторождениях находящихся на завершающей этапе разработки (обводненность более 55%).

Таким образом, обеспечение раннего сбора и утилизации пластовых вод является актуальной задачей, позволяющей сократить объемы перекачки подтоварных вод и фронт коррозии. Очевидно, что производительность кустовой установки сброса воды не должна превышать максимального дебита куста скважин. При этом по возможности сброшенная вода должна утилизироваться в «родной» пласт непосредственно на том кусте, где она была добыта. Разрабатываемые установки кустового сброса воды занимают минимальную площадь и не требуют дополнительного землеотвода.

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

1. Анализ мирового опыта в области применения технологий и установок кустового сброса воды.

2. Исследование физико-химических свойств добываемых жидкостей НовоКиевского нефтяного месторождения ЗАО «Санеко» и Киенгопского нефтяного месторождения ОАО «Удмуртнефть».

3. Разработка конструкций фильтров-коалесцеров, устанавливаемых внутри корпуса трубного водоотделителя, для повышения качества очистки пластовой воды.

4. Разработка вариантов малогабаритных установок кустового сброса воды для различных параметров поступающих потоков жидкости.

5. Обоснование эффективности технологии кустового сброса воды на месторождениях ЗАО «Санеко» и ОАО «Удмуртнефть».

6. 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

1. 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 фильгра-коалесцера установлены их граничные значения, при которых осаждение механических примесей и остаточных нефтепродуктов максимальны.

2. 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.

3. 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.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Борисов, Георгий Константинович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ:

На основе полученных в работе результатов можно сделать следующие выводы и рекомендации:

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 «Удмуртнефгь» 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 TOC.

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 ООО 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 НовоКиевском нефтяном месторождении в период проведения промысловых испытаний составил 225 тыс. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Борисов, Георгий Константинович, Уфа

1. Арнольд К., Стюарт М. Справочник по оборудованию для комплексной подготовки нефти. Промысловая подготовка углеводородов/ Перевод с английского. М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2011.-776 с.

2. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов A.B. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994. - 308 с.

3. Байков Н.М., Колесников Б.В., Челпанов Г.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти. -М.: Недра, 1975.-317 с.

4. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1981.-261 с.

5. Белянин Б.В., Эрих В.Н. Технический анализ нефтепродуктов и газа / Гостоптехиздат. Ленинград.- 1962 г. 224 с.

6. 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, A.B. Мостобоев // Нефтепромысловое дело. 2011. - № 12. -С. 46-51.

7. 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, A.B. Мостобоев // Нефтепромысловое дело. -2012.-№2.- С. 48-51.

8. ВНТП 3-85. Нормы технологического проектирования объектов сбор, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. Дата введения 1986-0301.

9. ГОСТ Р 51858-2002. «НЕФТЬ. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ».

10. Голубев М.В., Айткул Ш.Б., Газизов М.Х. Анализ системы нефтесбора Узеньского месторождения и предложения по ее совершенствованию // Нефтепромысловое дело.-2011.-№9.-С. 40-43.

11. Гизбрехт Д.Ю., Пивоваров С.Ф., Князев В.Н., Гайсин Д.К. Стратегическое развитие системы сбора и транспорта высокообводненной продукции скважин ОАО «АНК «Башнефть // Нефтяное хозяйство. 2010. - №2. - С. 102 - 105.

12. Глущенко В.Н. Обратные эмульсии и суспензии в нефтегазовой промышленности. М.: Интерконтакт Наука, 2008. 725 с.

13. Гумеров O.A. Промысловый сбор и подготовка продукции скважин Уфа.: Изд-во УГНТУ, 2003. - 50 с.

14. Демьянов A.A., Колонтаевский A.B., Нетипа И.И. Предварительный сброс пластовых вод в трубчатых отстойниках // Нефтепромысловое дело.-1999.-№1.-С.27-28.

15. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. Осложнения в нефтедобыче / Под ред. 11.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина. Уфа: Монография. - 2003. - 302.

16. Иваненко А.Ю.,. Яблокова М.А, Петрова С.И. Моделирование процесса эмульгированных нефтепродуктов из воды в аппарате с олеофильными пластинами синусоидального профиля. Теоретические основы химической технологии. -2010 г. Том 44, № 5, с. 588-600.

17. Каспарьянц К.И. Промысловая подготовка нефти и газа, М.: «Недра», 1973. 373 с.

18. Крюков A.B. Патент 2238738 Россия, МПК B01D19/00. Сепарационная установка /

19. A.B. Крюков, В.А. Крюков, Н.В. Пестрецов, A.B. Каралюс, A.A. Владимиров // ЗАО НТК "МодульНефтеГазКомплект". № 2003113500/15, заявлено 07.05.2003; опубл. 27.10.2004.

20. Краснов В.А. Патент № 95742 Россия, МПК Е21 В43/34. Нефтегазовый сепаратор /

21. Крюков В.А. Совершенствование предварительного сброса воды на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз»/Нефтяное хозяйство, 2003. №4,- С.114-116.

22. Крюков В.А. Патент № 2145903 Россия, МПК B01D19/00. Сепарационная установка / В.А. Крюков, О.Н. Аминов, A.B. Плечев // ООО МНПП «Ратон». -№99103522/12; заявлено24.02.1999; опубл. 27.02.2000.

23. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Теоретическая физика: Учеб. пособие. В 10-и т. Т. VI. Гидродинамика. 3-е изд., испр. -М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1986. - 736 с.

24. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худяков А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М.: «Химия», 1967, 195 с.

25. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту. М.: «Недра», 1972, 324 с.

26. Мавлюгова Л.М., Ергин Ю.В., Кострюкова Л.И. Изучение устойчивости эмульсий и оказание научно-технической помощи НПУ объединения "Башнефть" по вопросам подготовки нефти. Фонды УфНИИ, 1969.

27. Мавлютова М.З. Опыт подготовки нефти на промыслах Башкирии. Уфа: Башкнигоиздат,1966, 165 с.

28. Медведев В.Ф., Гужов В.П., Медведев Л.И., Потери давления при турбулентном течении неустойчивых эмульсий в трубопроводе. Нефтепромысловое дело. №5, 1977.

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

30. Мурзагильдин З.Г., Низамов K.P. К вопросу повышения надежности трубопроводов системы сбора и транспорта обводненной нефти // Тр. Ин-та / ВНИИСПТнефть. 1995. - с. 83 - 86.

31. Назаров В.Д., Гурвич J1.M., Русакович A.A. Водоснабжение в нефтедобыче/ Учебное пособие. Уфа: ООО «Виртуал», 2003. - 508 с.

32. Низамов К. Р., Калимуллин А. А. Разработка методов повышения эксплуатационной надежности нефтепромысловых трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 11. - с. 100-107.

33. Низамов К. Р., Мурзагильдин 3. Г., Арменский Е. А., Калимуллин А. А. Коррозия трубопроводов в условиях выпадения осадков // Нефтяное хозяйство. 2002. -№4. -с. 90-91.

34. Никитин Ю.М., Персиянцев М.Н., Редькин И.И. Диагностика процесса предварительного обезвоживания нефти //Нефт.хоз-во.-1995.-№8.-С.13-15.

35. ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству».

36. ОСТ 39-133-81 Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промысловой сточной воде».

37. ПБ 03-576-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» от 11.06.03 №91.

38. РД 39-0004-90 «Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования» Уфа, ВНИИСПТнефть, 1990. - 62 с.

39. РДС 39-01-041-81 «Методика прогнозного определения норм качества сточных вод для вутриконтурного заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа. Содержание механических примесей и нефти в сточной воде».

40. Ручкина P.M., Мансуров Р.И., Позднышев Г.Н. Определение степени разрушения водонефтяных эмульсий в технологической схеме установки подготовки нефти // PI ITC.Cep.Нефтепромысловое дело.-М.:ВНИИОЭНГ.-1975.-С.24-26.

41. Сидоренко С.Н. Коррозия металлов и способы ее предотвращения. Сборник научных трудов. М.: Издательство РУДН, 2002 с.369-372.

42. Сидоренко С.Н., Черных H.A. Коррозия металлов и вопросы экологической безопасности магистральных трубопроводов. М.: Издательство РУДН, 2002,83 с.

43. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамики основных технологических процессов. Казань.: ФЭ11. 2002. 495 с.

44. Тронов В.П., Тронов A.B. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. 2001г. Казань: «Фэн». 560 с.

45. Тронов В.П., Хамидуллин Ф.Ф. и др. Совершенствование технологии подготовки продукции скважин в НГДУ Иркеннефть // ЭИ. бур. техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. Отеч. опыт М.: ВНИИОЭНГ. -1988.-Вып.8.-С.10-14.

46. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. М.: Недра, 1977 г. - С. 31-38. 416 с.

47. Тронов В.П., Грайфер В.И., Сатаров У.Г. Деэмульсация нефти в трубопроводах. -Казань: Татарское книжное изд-во, 1970. 152 с.

48. Тронов В.П., Радин Б.М., Вахитов Г.Г. Классификация и оценка эффективности различных методов подготовки нефти. Нефтяное хозяйство. 1973. - № 5. - C.4I -44.

49. Тронов В.П. Разрушение эмульсии при добыче нефти. М.; Недра, 1974, 269 с.

50. Усова Л.Н., Миннигалимов Р.З., Сафонов В.Е. Основы проектирования установок предварительного сброса воды при добыче обводненных нефтей. Нефтегазовое дело. Уфа: УГНТУ, 2007. - www: ogbus.net (authors). Shai.4.pdf. - 6 с.

51. Фахретдинов P.P., Баймухаметов Д.С., Голубев В.Ф., Хазиев H.H. К вопросу расчета трубных водоотделителей //Аспирантский сборник научных трудов/ Башнипинефть. Уфа. - 1998. - С.83-85.

52. Фахретдинов P.P., Хазиев H.H., Голубев В.Ф. Модельные испытания аппаратов предварительного сброса воды в системе сбора нефти // Аспирантский сборник научных трудов / Башнипинефть. Уфа. - 1998. - С.76-82.

53. Фахретдинов P.P., Хазиев H.H., Голубев В.Ф. К расчету трубчатого отстойника-сепаратора // Аспирантский сборник научных трудов / Башнипинефть. Уфа. -1998.-С.86-91.

54. Фахретдинов P.P., Хазиев H.H., Голубев В.Ф. Некоторые особенности новых аппаратов для предварительного сброса воды в системах сбора нефти // Аспирантский сборник научных трудов / Башнипинефть Уфа.-1998 - С.92-95.

55. Фахретдинов P.P., M.B. Голубев. Подбор и расчет технологического оборудования для обеспечения предварительного сброса пластовой воды на примере УПСВ-60 Бураево / Тр./Башнипинефть.-2001 .-Вып. 106.-С. 154-156.

56. Хатмуллин Ф.Х., Давлетшин З.Ш., Зайнашев P.A. Установка трубная наклонная для сброса воды//Нефтяное хозяйство, 1992., №4. С.35-36.

57. Хасанов Ф.Ф., Исланова Г.Ш., Зейгман Ю.В. Скважинные установки для предварительного сброса попутно-добываемых вод / Нефтегазовое дело. 2007. -Т. 4. - № 1. - С. 91-94.

58. Хазиев H.H. Патент 2089259 Россия, МПК ВО 1D17/00. Трубчатый отстойник-сепаратор / H.H. Хазиев, М.Г. Газизов, В.Ф. Голубев, Р.Г. Вильданов // Хазиев Нагим Нуриевич. -№ 95121052/25, заявлено 13.12.1995; опубл. 10.09.1997.

59. Хазиев H.H. Патент 2133132 Россия, МПК B01D17/00. Трубчатый отстойник-сепаратор «Каскад» / H.H. Хазиев, М.Г. Газизов, В.Ф. Голубев // Хазиев Нагим Нуриевич. № 98100134/25, заявлено 05.01.1998; опубл. 20.07.1999.

60. Хазиев H.H. Патент 2246338 Россия, МПК B01D17/028. Отстойник нефти / H.H. Хазиев, Р.З. Ахмадишин, Т.М. Мотыгуллин, М.Р, М.Р. Миянов, Т.В. Хазиев // Хазиев Нагим Нуриевич. № 2002135896/15, заявлено 15.12.2002; опубл.2002.2005.

61. Хисамутдинов Н.И. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. Выпуск V Уфа Монография 2008г. 339 с.

62. Хисамутдинов H.H., Латыпов А.Р., Телин А.Г., Муравленко С.М., Артемьев В.Н., Ибрагимов Г.З. Разработка нефтяных месторождений T.III // Под ред. Н.И. Хисамутдинова и Г.З. Ибрагимова, М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - С.310.

63. Хисамутдинов Н.И. Патент № 116147 Россия, МПК СЮ G 33/06 В01 D 25/12. Фильгр-коалесцер для очистки воды / Н.И. Хисамутдинов, A.B. Мостобоев, Г.К. Борисов // ООО «РН-УфаНИПИнефть». № 2012105506/04; заявлено 16.02.2012; опубл. 20.05.2012; Бюл. № 14.

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

65. Шаммазов A.M., Хайдаров Ф.Р., Шайдаков В.В. Физико-химическое воздействие на перекачиваемые жидкости / Под редак. проф. Е.И. Ишемгужина. Уфа: Монография, 2003. - 187 с.