способ предварительной подготовки нефти на промыслах

Формула изобретения

Способ предварительной подготовки нефти на промыслах, включающий закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора, транспортирование разделенных нефти, газа и воды, отличающийся тем, что дополнительно в блок сепараторов подают воду, нагретую до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают 0,25-0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на величину 0,01 МПа.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, в частности к процессам первичного обезвоживания нефти с использованием технологии дожимных насосных станций (ДНС), особенно в условиях отрицательных температур окружающей среды и повышенной обводненности продукции скважин.

В условиях отрицательных температур окружающей среды процесс разделения продукции скважин (газожидкостной смеси), поступающей на ДНС, существенно ухудшается, т.к. со снижением температуры на порядок уменьшается разделение газожидкостной смеси на нефть, газ и воду. Для решения этой проблемы необходимо либо увеличивать дозировку дорогостоящего реагента-деэмульгатора, либо осуществлять дополнительный нагрев газожидкостной смеси, т.е. осуществлять операции подготовки нефти на нефтяных промыслах в сложных технологических установках, сооружение которых требует больших материальных и трудовых затрат.

Известен способ подготовки нефти на промыслах, включающий выделение из газожидкостной смеси, поступающей от нефтедобывающих скважин, подтоварной воды и попутного нефтяного газа, направляемого потребителю или на факельную установку (Маринин Н.С. и др. Разгазирование и предварительное обезвоживание нефти в системе сбора. М.: Недра. - 1982. - с.16-18).

Недостатком способа является значительное остаточное содержание воды в нефти (10-20%). Кроме того, в условиях отрицательных температур окружающего воздуха температура воды подогрева также снижается и качество разделения газожидкостной смеси на фазы нефть и воду ухудшается.

Известен способ промысловой подготовки нефти и устройство для его осуществления, включающий многоступенчатую сепарацию, при которой в поступающую на последних ступенях сепарации нефть подают выделенный на первой ступени сепарации газ в количестве 5-10% от общего газосодержания сырой нефти при подаче нефти в установку подготовки сырой нефти, а перед отправкой на товарную обработку в нее подают выделенный в результате общей сепарации газ, причем осуществляют газирование только нефтяной части микроскопическими пузырьками размером 0,1-0,2 мм в количестве 1-1,5% от объема поступающей жидкости (патент RU №2074953, Е 21 В 43/00, 1997).

Данный способ требует специального устройства для газирования нефти, что несет дополнительные материальные и трудовые затраты.

В качестве прототипа выбран способ подготовки нефти на дожимных насосных станциях, включающий закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, первую ступень сепарации газожидкостной смеси в присутствии реагента-деэмульгатора, а затем транспортирование нефти, газа и воды (Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений ВНТП 3-85 (Утверждены приказом Министерства нефтяной промышленности №32 от 10 января 1986 г. М.: 1985, с.22-46).

Недостатком является значительно большое содержание воды в нефти после первичной сепарации (5-10%), а также большие затраты на применение реагента-деэмульгатора.

Задачей изобретения является повышение эффективности промысловой подготовки нефти на дожимных насосных станциях перед ее подачей на товарную обработку.

Технический результат заключается в повышении качества разделяемой газожидкостной смеси.

Для получения такого технического результата в предлагаемом способе предварительной подготовки нефти на дожимных насосных станциях, включающем закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора, транспортирование нефти, газа и воды, дополнительно в блок сепараторов подают воду, нагретую до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают 0,25-0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на величину 0,01 МПа.

Для нагрева воды используют энергию утилизируемого с факельной установки попутного нефтяного газа. Ввод нагретой воды (подтоварной или сеноманской воды) непосредственно в газожидкостную смесь блока сепараторов способствует повышению качества разделяющихся фаз: нефть, газ и вода. При этом, поддерживая давление в сепараторе для данной категории нефти (легкая, тяжелая) на оптимальном уровне, обеспечивают минимальное остаточное содержание воды в нефти на выходе сепаратора при минимальной дозировке реагента-деэмульгатора. Нижний предел давления ограничивается необходимостью подачи газа в газопровод, если давление будет ниже заявляемого, то транспортировка газа будет затруднена. Верхний предел ограничивается следующим: чем выше давление, тем хуже идет разделение газожидкостной смеси в сепараторе, т.е. первичное обезвоживание нефти низкое. Кроме того, увеличение давления приводит к снижению дебита, особенно для фонтанных скважин.

Понижение давления на 0,01 МПа от сепаратора к сепаратору объясняется понижением уровня жидкости в сепараторах, так как через каждый последующий сепаратор проходит только часть газожидкостной смеси предыдущего сепаратора. Указанное понижение давление обеспечивает требуемое качество нефти на выходе сепаратора.

Предложенную многоступенчатую сепарацию (использование четырех последовательно соединенных сепараторов) предпочтительно применять при условии, когда обводненность нефти более 40%.

Таким образом, заявленные условия предварительной обработки нефти после первичной сепарации позволяют добиться содержания воды в нефти 0,8-1,5% и уменьшить количество вводимого реагента- деэмульгатора по меньшей мере в 2-3 раза по сравнению с известным (прототип).

На чертеже приведена блок-схема предварительной подготовки нефти на дожимной насосной станции.

Схема реализации способа подготовки нефти содержит блок сепараторов 1, состоящий из четырех последовательно соединенных сепараторов 2, 3, 4 и 5. Вход блока сепараторов 1 соединен с помощью задвижки 6 с нефтесборным коллектором 7 и задвижки 8 с дозатором реагента-деэмульгатора 9. Выходы блока сепараторов 1 по нефтяному газу 10 соединены с помощью задвижки 11 с факельной установкой 12, выход блока сепараторов 1 по подтоварной воде 13 соединен с системой поддержания пластового давления (на чертеже не показано). Насос 14 соединен через задвижки 15 и 16 с трубным теплообменником 17 и через задвижку 18 - с нефтесборным коллектором 7. Выход блока сепараторов 1 по нефти (сепаратор 5) соединен через задвижку 19 с насосным агрегатом 20. Сепараторы 2, 3, 4 и 5 снабжены датчиками давления 21 и температуры 22 газожидкостной смеси и задвижками 23, 24 и 25. Гребенка 26 соединена через задвижку 6 с нефтесборным коллектором 7. Сепаратор 2 соединен через задвижку 27 с нефтесборным коллектором 7. Выход насоса 14 через задвижки 15 и 28 соединены с нефтесборным коллектором 7. Выход блока сепараторов 1 по нефтяному газу 10 соединен также через задвижку 29 с газопроводом 30. Насосный агрегат 20 соединен с напорным нефтепроводом 31.

Трубный теплообменник 17 выполнен из термостойких труб в виде витой пружины, расположенной в зоне термического воздействия факельной установки 12, и является сменным. В качестве насоса 14 используют центробежный насос низкого давления.

Схема работает следующим образом. Газожидкостную смесь от нефтедобывающих скважин подают на гребенку 26 и далее через задвижку 6 - на нефтесборный коллектор 7. Дозатором 9 через задвижку 8 вводят реагент-деэмульгатор в нефтесборный коллектор 7. Воду из системы ППД насосом 14 с помощью задвижки 15, 16 и 28 подают для нагрева в трубный теплообменник 17. Воду, нагретую с помощью энергии факельной установки 12, через задвижки 18 подают в нефтесборный коллектор 7. Из нефтяного коллектора 7 смесь, состоящую из газожидкостной смеси скважин, и горячую воду через задвижку 27 подают на вход первого сепаратора 2. Давление газожидкостной смеси в блоке сепараторов 1 регулируют задвижками 23, 24 и 25 таким образом, что оно уменьшается по направлению движения нефти от сепаратора 2 к сепаратору 3 и т.д. на величину 0,01 МПа, причем давление на первом сепараторе 2 поддерживают на уровне 0,25-0,4 МПа, обеспечивающем минимальное отрицательное воздействие на добывающие скважины и возможность транспортировки газа по газопроводу 30. Нефтяной газ после сепаратора 5 подают через задвижку 11 на факельную установку 12 и через задвижку 29 на газопровод 30. Объем потребляемого газа на факельную установку 12 определяют расчетным путем. Полученную нефть после сепаратора 5 через задвижку 19 подают на вход насосного агрегата 20 и направляют в напорный нефтепровод 31. Воду после разделения газожидкостной смеси в блоке сепараторов 1 направляют в систему поддержания пластового давления (на чертеже не показано).

Пример 1. Исходные данные: нефтяное месторождение Первомайское ОАО «Томскнефть» - газожидкостную смесь с обводненностью 50%, плотностью нефти 0,84 г/см³, с температурой 5°С пропускают через блок сепараторов, состоящих из четырех последовательно соединенных сепараторов (см. блок-схему), в присутствии реагента- деэмульгатора «Дисолван 4411» в количестве 70 мг/л и нагретой до 95°С воды, давление на первом сепараторе поддерживают 0,4 МПа. После сепарации газожидкостной смеси содержание воды в нефти составляет 1,5 мг/л. Условия проведения эксперимента приведены в таблице.

Примеры №№2-7 проводят по примеру №1 согласно схеме реализации способа. Результаты исследований сведены в таблицу.

Как видно из таблицы, газожидкостная смесь при различных значениях температуры (пример №№1-7) и давлении на входе блока сепараторов 0,25-0,4 МПа и понижении давления от сепаратора к сепаратору на величину 0,01 МПа в присутствии различного количества реагента-деэмульгатора разделилась достаточно эффективно. Остаточное содержание воды в нефти на выходе блока сепараторов составляет 0,8-1,5%, что существенно меньше, чем по прототипу (5-10%).

В зимних условиях температура газожидкостной смеси снижается до 5°С, а в летних условиях температура газожидкостной смеси достигает 35°С.

Ожидаемый экономический эффект при цене деэмульгатора (Дисолван 4411) 80 тыс.руб/т на 100 тыс.м³ нефти (при 50% обводненности) и снижении количества реагента-деэмульгатора на 30 мг/л воды составляет 30×100000×10^-3 =240000,0 руб.

Таким образом, использование предложенного способа предварительной подготовки нефти на дожимных насосных станциях перед ее подачей на товарную обработку позволяет обеспечить эффективное разделение газожидкостной смеси и уменьшить дозировку реагента-деэмульгатора.

Результаты промышленных экспериментов
№/№	Температура газожидкостной смеси по прототипу, °С	Температура газожидкостной смеси по заявленному способу, °С	Доза реаганта-деэмульгатора «Дисолван 4411», мг/л	Остаточное содержание воды в нефти, %	Давление на входе блока сепараторов, МПа
1	-	5	70	1,5	0,4
2	-	10	60	1,45	0,4
3	-	15	55	1,3	0,34
4	-	20	60	1,0	0,3
5	-	25	40	1,0	0,25
6	-	30	30	0,8	0,25
7	-	35	25	0,8	0,25
8	20	-	50	5-10	-