Некоторые моменты по добыче нефти – сбор и подготовка
Большинство нефтей Западной Сибири имеет газовый фактор 40—100 м3/т, плотность 0,85—0,87 г/см3, содержание парафина 2— 4%, смол 3—8% и асфальтенов 1—3% и пластовую температуру 70—90°С. Эти свойства обусловливают невысокую устойчивость газонефтяных пен и водонефтяных эмульсий, образующихся при добыче и сборе продукции скважин. Однако есть месторождения, где нефти имеют газовый фактор выше 1000 м3/т, вязкость более 600 сПз, аномальную плотность 0,89 г/см3 и более и способны образовывать очень устойчивые и трудноразрушаемые водонефтяные эмульсии.
Сопутствующие нефтям пластовые воды, в отличие от вод других месторождений, имеют низкую минерализацию (15—30 г/л солей), но содержат карбонатнокальциевые соединения, способные отлагаться в оборудовании и нефтепроводах на всем пути движения жидкости.
Внутрипромысловые коммуникации проложены в самых неблагоприятных условиях (труднопроходимая заболоченная местность, малая заглубленность, отсутствие тепло- и гидроизоляции). На некоторых месторождениях их протяженность велика (100 км и более). Все это приводит к охлаждению добываемой продукции до 0 ÷ +5°С, особенно отдельных малопродуктивных месторождений, значительно удаленных от центральных сборных пунктов (ЦСП).
На ЦСП поступает, как правило, от 50 до 200 тыс. т/сут жидкости, требующей подготовки, т. е. степень централизации высокая. Преимущества ее проявляются здесь особенно наглядно: уменьшается число объектов, требующих постоянного обслуживания и транспортного обеспечения, что особенно важно при бездорожьи, обеспечиваются оптимальные условия при доставке оборудования, строительстве, создании жилых комплексов и т. д.
Но при высокой оценке степени централизации наглядно выявляются недостатки существующего технологического оборудования. Малая производительность аппаратов, слабая оснащенность контрольно-регулирующей аппаратурой, низкая заводская готовность являются причиной того, что ЦСП превращаются в громоздкие, металлоемкие, дорогостоящие и неудобные в обслуживании сооружения. Темпы ввода их в эксплуатацию отстают от планируемых темпов роста добычи нефти, что сдерживает добычу и снижает качество подготовки нефти.
Из-за отставания строительства и отсутствия блочных заводских установок по деэмульсации нефти значительную часть продукции скважин обезвоживают и сдают потребителю с использованием открытых резервуаров. Наличие их в технологических схемах подготовки приводит к большим потерям ценных легких фракций нефти, создает повышенную взрыво- и пожароопасность, вызывает загрязнение окружающей среды. По данным СибНИИНП потери нефти при сепарации и от испарения в резервуарах на предприятиях Главтюменнефтегаза достигают 1% и могут еще больше расти.
Все это указывает, насколько важна для Западной Сибири разработка новых инженерных решений, направленных на герметизацию систем сбора и подготовки нефти, увеличение производительности технологического оборудования, сокращение сроков его изготовления и монтажа.
Ниже сформулированы некоторые требования к технологическому оборудованию, предназначенному к эксплуатации в условиях Западной Сибири.
1. Сепарационный узел должен комплектоваться из агрегативно-технологических элементов, каждый из которых выполняет только свою определенную функцию: устранение пульсаций, равномерное распределение нагрузки по аппаратам, осушка газа от капельной жидкости и т. д. Его необходимо оборудовать устройствами предварительного отбора газа, выполненными на наклонном нисходящем участке входного трубопровода с подачей газа в каплеуловитель-конденсатосборник [1].
2. Конструкция сепаратора должна отличаться простотой, иметь минимальный объем автоматики и предусматривать наличие интенсифицирующих устройств и каплеотбойников. В качестве регуляторов уровня целесообразно применять механические регуляторы прямого действия или с пневмоприводом.
Рекомендуется максимальная производительность сепаратора I ступени 30 000 т/сут по жидкости при газовом факторе до 120 м3/т (при газлифтном способе эксплуатации скважин — до 250—300 м3/т). Отдельные модификации его должны быть рассчитаны на газовый фактор до 1000 м3/т при рабочем давлении 16 кгс/см2.
Максимальная производительность сепаратора II ступени с предварительным сбросом воды предусмотрена 20 000 т/сут по жидкости. Он должен обеспечивать качество дренажной воды, пригодной для закачки в пласт, и обезвоживание нефти до 5%. Производительность сепаратора горячей сепарации должна достигать 20000 т/сут по жидкости.
3. Для комплексных сборных пунктов большой производительности (80 000 т/сут и более) и для центральных промысловых сооружений нецелесообразно конструктивное совмещение блоков нагрева и отстоя в одном аппарате, так как это уменьшает производительность аппарата. Конструктивное совмещение этих блоков оправдано для применения на месторождениях с добычей жидкости не более 10 000 т/сут.
4. В блочных нагревателях и отстойниках должен быть обеспечен минимальный перепад давления между входом и выходом эмульсии, что позволит исключить из технологической схемы подготовки нефти перекачивающие насосы, создающие высокодисперсные трудно разрушаемые эмульсии.
5. Блочные нагреватели и отстойники необходимо рассчитывать на производительность 1000 т/сут по жидкости. Нагреватели целесообразно оборудовать регуляторами поддержания заданной температуры нефти, а отстойники — надежными регуляторами уровня раздела сред вода — нефть прямого действия или с пневмоприводом.
6. Блочное оборудование должно обеспечивать высокую мобильность, возможность проектирования систем сбора и подготовки нефти и газа применительно к различным условиям и стадиям разработки месторождений.
Разработка и применение такого комплекса блочного оборудования позволит обеспечить полную герметизацию системы сбора, подготовки и транспорта нефти и газа, резко сократить потери, повысить качество и снизить себестоимость подготовки нефти, а также сократить разрыв между вводом в разработку и обустройством месторождений.
ВНИИСПТнефть, СибНИИНП, Гипротюменнефтегаз, Гипровостокнефть, ТатНИПИ-нефть, ГНИ провели исследования, которые позволяют наметить пути создания такого оборудования и решения других указанных проблем. Например, высокая эффективность и качество сепарации нефти и газа могут быть достигнуты за счет проведения следующих мероприятий.
1. Использование эффекта внутритрубного разгазирования. Результаты исследований СибНИИНП и ВНИИСПТнефть по изучению влияния характеристик трубопроводов на разделение нефти и газа указывают на то, что производительность нефтегазовых сепараторов можно увеличить до 50 000 т/сут при газовом факторе до 200 м3/т путем применения устройств предварительного отбора газа (депульсаторов) [1.2].
2. Создание новой технологии сепарации нефти и газа непосредственно в трубопроводе или малогабаритных аппаратах с использованием гидродинамических эффектов и силовых полей.
Исследованиями, проведенными СибНИИНП и Гипротюменнефтегазом, обоснованы возможность и целесообразность подготовки глубокообезвоженной и обессоленной нефти (воды до 0,2% и солей до 40 мг/л) непосредственно на месторождениях Западной Сибири. Ими же разработана технология деэмульсации, позволяющая при высоком качестве подготавливаемой нефти существенно упростить технологическую схему (исключить теплообменники, уменьшить число ступеней разгазирования), снизить температуру нагрева, уменьшить интенсивность отложения солей в аппаратуре и коммуникациях, увеличить производительность отстойников и сократить расход деэмульгатора.
В основу новой технологии заложены двукратная рециркуляция дренажной воды [3], применение регулируемых устройств для глубокого разрушения эмульсии [2] и газонасыщенной деэмульсации с использованием электрического поля. Данные технологические способы приняты Ведомственными комиссиями Миннефтепрома и рекомендованы к широкому внедрению на месторождениях Западной Сибири.
На основе указанной технологии СибНИИНП и Гипротюменнефтегаз разработали типовые схемы сбора и подготовки нефти, применение которых обусловлено расстояниями от скважин до ЦСП, устьевыми давлениями, дебитами скважин [2].
Для Западной Сибири важна организация предварительного сброса воды на дожимных насосных станциях (ДНС) или на мелких месторождениях, удаленных на большие расстояния от ЦСП. При этом вода по качеству должна быть пригодной для закачки в пласт без дополнительной очистки.
Наиболее перспективны в этом направлении предложенные Гипровостокнефтью способ и аппарат для совместной подготовки нефти и воды, в котором осуществляется контактирование фаз при их встречном гравитационном капельном движении [4]. Для снижения металлоемкости установок, основанных на этом принципе, в качестве сепарационного элемента можно использовать устройство предварительного отбора газа конструкции ВНИИСПТнефть и СибНИИНП [1].
На ступени окончательного обезвоживания нефти эффективны отстойники ОВД-200 конструкции ВНИИСПТнефть и СибНИИНП, оборудованные наиболее совершенными распределительными устройствами.
Не менее важна проблема сокращения расхода дорогих импортных реагентов-деэмульгаторов, основным потребителем которых является Западная Сибирь. Наряду с совершенствованием технологии деэмульсации нефти, их расход может быть сокращен в результате оптимального применения (правильный подбор марки реагента в зависимости от свойств водонефтяной эмульсии и условий сбора и подготовки нефти, более совершенная технология дозирования).
СибНИИНП определил ряды активности деэмульгаторов для различных нефтей, разработал технологию их дозирования в виде нефтяных растворов или эмульсии и рекомендации по выбору места подачи реагентов в системе сбора и подготовки. Есть все основания предполагать, что оптимальное использование реагентов позволит сократить их расход на месторождениях Западной Сибири не менее чем в 1,5 раза.
Указанные разработки институтов, как правило, апробированы в промысловых условиях. Важнейшей задачей как производственников, так и работников научно-исследовательских и проектных организаций являются отработка и серийное внедрение новых технико-технологических решений в условиях Западной Сибири.
Наряду с этим необходимо указать еще некоторые направления в создании более совершенной техники и технологии подготовки нефти, по которым следует проводить научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы.
1. Разработка нормального ряда сепараторов производительностью до 4 млн. м3/сут для очистки нефтяного газа.
2. Поиск и разработка новой технологии использования нефтяного газа путем химической переработки, а также его переработки в газогидратном состоянии и др.
3. Исследование и синтез новых эффективных деэмульгаторов.
4. Разработка методов подготовки нефти с использованием электростатического, магнитного, сверхвысокочастотного и комбинированного полей.
5. Разработка электродегидратора производительностью не менее 500 т/ч по товарной нефти при обводненности поступающего сырья 40%.
6. Разработка отстойников производительностью 30 тыс.т/сут с коалесцирующими фильтрами для очистки промысловых вод.
На наш взгляд, необходим принципиально новый подход к созданию нагревателей для установок подготовки нефти. Существующие нагреватели имеют низкий к.п.д. В нагревательных трубах интенсивно отлагаются карбонатные соли. За счет высокого температурного градиента и разницы в давлениях в трубном и затрубном пространствах имеется большая вероятность прогара и выхода из строя труб.
Целесообразно рассмотреть возможность применения аппаратов контактного типа на основе новых принципов массо- и теплообмена, в которых жидкость нагревается непосредственно продуктами сгорания газа. По предварительным подсчетам металлоемкость контактных нагревателей на порядок меньше металлоемкости трубчатых печей, а к.п.д. их приближается к единице. Кроме того, в контактных нагревателях, по сравнению с обычными, не откладываются соли.
В ближайшем будущем намечается освоение сложных по природно-климатическим условиям нефтяных месторождений (например, Русское, расположенное на севере Тюменской области). Специфика месторождений, подобных Русскому (высокая вязкость нефти при небольшом газовом факторе, расположение в зоне вечной мерзлоты, удаленность от пунктов переработки нефти, сравнительно небольшие извлекаемые объемы и т. д.), обусловливает необходимость изыскания способов подготовки, принципиально отличающихся от используемых.
Основные задачи исследований, связанные со сбором, подготовкой и транспортом нефти Русского месторождения, следующие. Прежде всего — это исследование компонентного состава нефти для выдачи рекомендаций по рациональному использованию ее в народном хозяйстве. По предварительным данным, полученным во ВНИИНП и БашНИИНП, установлено, что в нефти Русского месторождения содержится большое количество компонентов, которые могут явиться основой для получения кокса, являющегося ценным исходным продуктом для изготовления электродов в электрохимической и металлургической промышленности. В связи с этим необходимо экономически обосновать наиболее рациональный вариант разработки месторождения, добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти, который позволит сохранить указанные выше целевые продукты.
К ним надо отнести также исследования реологических свойств нефтей и водонефтяных эмульсий и разработку рекомендаций по рациональному способу подъема и транспортированию добываемой продукции. Эти исследования преследуют целью изучение реологических свойств нефтей и водонефтяных эмульсий в зависимости от обводненности добываемой продукции и температурных режимов работы нефтепроводов на различных участках системы нефтегазосбора и магистральных нефтепроводов, а также в зависимости от способа разработки и добычи нефти Русского месторождения.
Хотя нефти Русского месторождения отличаются небольшим содержанием газа (10—12 м3/т), но высокая вязкость, низкая пластовая температура, большие потери тепла в грунте при прокладке нефтепроводов в зонах вечной мерзлоты создают предпосылки для значительного ухудшения условий отделения газа от нефти в сепараторах существующих конструкций. В зависимости от способа разработки месторождения могут появиться новые требования к технике и технологии сепарации нефти и необходимость разработки принципиально новых, более совершенных конструкций сепараторов.
Большие потери тепла из нефтепроводов в условиях Крайнего Севера и высокая вязкость нефти предъявляют особые требования к прокладке трубопроводов и обеспечению безаварийных режимов их работы. Необходимо рассмотреть различные варианты прокладки: безопорная (грунтовое залегание) с термоизоляцией трубопроводов и с применением специальных опор, обеспечивающих сохранность окружающей среды. Надо исследовать и выбрать наиболее экономичный вариант транспортирования продукции скважин до пунктов подготовки и товарной нефти — до пунктов ее переработки. Одним из возможных вариантов могут быть гидротранспорт, транспорт нефти вместе с разбавителями (легкая нефть, газовый конденсат), термодеструктивная обработка, контейнерный транспорт.
На основе предварительных лабораторных исследований, выполненных во ВНИИНП и Гипротюменнефтегазе, установлено, что нефти Русского месторождения образуют с пластовой водой высокоустойчивые водонефтяные эмульсии. Для обезвоживания их до 1,0% остаточной воды термохимическим способом требуются высокие расходы реагента (дисолвана 4411 до 120 г/т), температура (80°С) и продолжительный отстой (4 ч). По данным ВНИИНП, расход реагента и температуру процесса можно снизить соответственно до 90 г/т и 60°С при обработке водонефтяных эмульсий на электродегидраторах промышленной частоты. Эти исследования выполнены в лабораторных условиях на искусственных эмульсиях.
В связи с тем, что большинство комплексных задач, касающихся системы промыслового хозяйства, не поддается моделированию в лабораторных условиях, возникает необходимость провести целый комплекс натурных промысловых исследований по выбору, созданию и отработке техники и технологии сбора, подготовки и транспорта высоковязкой нефти Русского месторождения. Исследования нужно проводить с учетом рекомендуемых методов разработки месторождения и обеспечения возможности получения из нефти целевых продуктов.
Для выдачи в кратчайший срок исходных данных и рекомендаций по наиболее рациональному варианту проектирования обустройства Русского месторождения, а в дальнейшем и его аналогов, необходимо уже сейчас в существующих услових работы первых эксплуатационных скважин создать опытно-промышленный полигон, который должен стать постоянно действующим первоочередным объектом системы промыслового хозяйства.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Руководство по проектированию сепарационных узлов нефтяных месторождений и конструированию газонефтяных сепараторов ВНИИСПТ-нефть, СибНИИНП. Уфа, 1976.
2. Сбор, сепарация и деэмульсация нефти на месторождениях Западной Сибири / Н. С. Маринин. Ф. Г. Аржанов, Я. М. Каган и др. ТНТО. М., ВНИИОЭНГ, 1976.
3. Установка для подготовки нефти на промыслах Н. С. Маринин, Я. М. Каган, Д. С. Байму- хаметов и др. Авт. свид. № 594297. Б юл. изобрет. № 7, 1978.
4. Промышленные испытания технологии совместной подготовки нефти и воды / Ю. М. Никитин, А. Г. Соколов, В. И. Кузин и др. — Тр. Гипровос. 1977, вып. XXX, с. 149—154.
УДК 622.962.12+622.276.8
Н.С. Маринин, Ю. Н. Савватеев, Т. И. Федорищев (СибНИИНП),
Я.М. Каган (Гипротюменнефтегаз)
1979 |
