Технологическая защита трубопроводов

На нефтяных месторождениях преимущественное развитие получили однотрубные системы сбора продукции скважин. Возрастание объемов попутно добываемой воды приводит к перегрузке сборных трубопроводов и снижению их коррозионной надежности, сроков эксплуатации.

Технико-экономические показатели и надежность систем сбора нефти тесно связаны с техникой и технологией разделения продукции скважин.

В АНК «Башнефть» в качестве основного принципа технологии первичного (предварительного) разделения продукции скважин выделяется дифференцированный или путевой сброс свободной воды, то есть отбор воды во всех точках технологической схемы, где она выделяется в виде свободной фазы.

Это позволяет снизить нагрузки на сепараторы последующий ступеней, отстойники, печи, насосное оборудование, повысить их эксплуатационную надежность, а иногда и исключить из технологической схемы часть перечисленного оборудования.

Путевой сброс воды из продукции скважин может осуществляться по отдельным коллекторам, вблизи наиболее обводненных кустов скважин, на пониженных участках трассы, где скапливается свободная вода, вблизи существующих кустовых насосных станций системы ППД.

Основным требованием к технологии путевого сброса воды является его осуществление без применения сложного технологического оборудования, требующего присутствия обслуживающего персонала, и при естественной температуре продукции скважин. При необходимости для разрушения эмульсии продукция может обрабатываться реагентом-деэмульгатором. Степень предварительного обезвоживания нефти при путевом сбросе должна соответствовать агрегативной устойчивости эмульсии (на входе в установку), чтобы при дальнейшем транспорте не происходило выделение свободной воды из эмульсии или оно было минимальным.

В качестве основного технологического аппарата — водоотделителя — при путевом сбросе в АНК «Башнефть» используются трубные водоотделители (ТВО), которые легко вписываются в систему сбора и ППД.

Водоотделитель должен выполнять не только функции сброса воды, но и буфера, стабилизирующего поток при неравномерном поступлении в него пластовой газожидкостной смеси (ГЖС) (нефтяной эмульсии и свободной воды), что характерно для рельефных сборных трубопроводов.

Продукция скважин из сборного коллектора поступает на вход успокоительного трубопровода 3, в нем осуществляется разделение продукции на при потока: в верхнем сечении трубы формируется поток газа, в среднем сечении — поток предварительно обезвоженной нефти, в нижнем сечении формируется поток пластовой воды.

Схема предусматривает работу трубного разделителя в двух вариантах: с отводом отделившегося газа в сборный газопровод и с возвратом в поток нефти, транспортируемой в НСП.

Раздельными потоками предварительно обезвоженная нефть и вода направляются в наклонную часть ТВО 2, где осуществляется окнчательное разделение на нефть и воду. Отделенная вода направляется в ближайшую БКНС для закачки в нагнетательные скважины. Содержание нефти в воде не превышает 20−60 мг/л.

Преимущество наклонных ТВО заключается в гидравлической схеме, при которой движение предварительно расслоенных нефти и воды происходит в противоположных направлениях.

Всего в АНК «Башнефть» эксплуатируется более 20 трубных УПСВ. Остаточная обводненность нефти после сброса воды колеблется от 5 до 30%.

С целью повышения надежности работы установки ведется работа по совершенствованию датчиков межфазного уровня и регулирующих клапанов.

Массовое использование путевого сброса сдерживается отсутствием насосного оборудования малой производительности для закачки воды в нагнетательные скважины с подачей 100−1000 м3/сут при напоре до 20 МПа (для поддержания давления в пластах с низкими коллекторскими свойствами).

В качестве технологического мероприятия, способствующего предотвращению коррозии нефтепромыслового оборудования в ОАО «Юганскнефтегаз» применяется предварительное обезвоживание продукции скважин в системе сбора по технологии централизованного сброса пластовых вод.

В НГДУ Мамонтовнефть этот процесс реализован на территории ДНС с использованием ТВО:

Продукция скважин из сборного трубопровода поступает в успокоительный трубопровод 1, где разделяется на 3 потока: газ, нефть (эмульсия) и вода, производится отбор свободного газа, выделившегося в процессе движения продукции по сборному трубопроводу и направляется наклонную часть ТВО 2, где окончательно разделяется на нефть и воду в «мягком» динамическом режиме. При этом дополнительно отделяется от эмульсии часть воды, содержание нефти в воде не более 50 мг/л.

Предварительно обезвоженная нефть из ТВО перетекает в буферную емкость-сепаратор 4, в котором выделяется газ. Нефть из сепаратора с содержанием воды не более 30% откачивается на ЦПС.

Газ из успокоительного трубопровода, ТВО и буферной емкости нефти направляется в газосепаратор 3 и далее на ГПЗ.

Вода из нижней части ТВО направляется в отстойник 6. Процесс очистки воды осуществляется гидрофобным фильтром, которым служит слой нефти, в результате чего содержание нефти в воде снижается до 35мг/л. Из отстойника вода подается непосредственно на прием насосов КНС 9.

Для интенсификации процесса разделения эмульсии (поступающей с промысла) за 350 м до входа в успокоительный трубопровод подается реагент Сепарол WF — 41.

Диаметр успокоительного трубопровода (1200 мм) выбирается в зависимости от расходного газосодержания в и расхода газоводонефтяной смеси Qсм:

в = Qг / Qсм, (16).

Qсм = Qн+Qв+Qг, (17).

где Qн, Qв, Qг — соответственно расход нефти, воды и газа в рабочих условиях.

Диаметр (1400 мм) и длина (100 м) ТВО рассчитываются из условия, чтобы время пребывания в нем (единичного объема) эмульсии находилось в пределах 6−10 мин. Угол наклона к горизонту составляет 5−8о.

Все параметры подбираются для максимального разделения продукции скважин на нефть, воду и газ при естественной температуре продукции.

С целью раннего сброса попутной воды на начальных участках трубопроводов вблизи добывающих и нагнетательных скважин также может использоваться оригинальная установка, разработанная ИПТЭР.

Расслоенный в подводящем трубопроводе 2 поток направляют в трубную вставку 4, при этом осуществляется перепуск части газа 3, минуя трубную вставку, из подводящего трубопровода в отводящий 17 для дальнейшего транспорта совместно с перекачиваемой нефтью, и отбирают воду из ее нижней части 5, направляя в отстойник 7 для окончательной очистки, и с помощью насоса 8 подают в систему закачки. Наличие датчика уровня газ-нефть 9 и регулирующего клапана 10 позволяет предотвратить попадание жидкости в газовый коллектор.

Степень отбора и качество воды регулируются положением межфазного уровня нефть-вода с помощью датчиков 11 и 12 и регулирующего клапана 14, (управляемого автоматически блоком 16). Границу раздела фаз нефть-вода поддерживают на уровне нижней образующей верхнего трубопровода. Для исключения возможности попадания нефти в систему закачки воды, водяной насос 13 настраивают на откачку 90% свободной воды (то есть примерно 10% свободной воды направляют с нефтью на ДНС или в пункты подготовки нефти).

В трубной вставке создаются условия для гравитационного разделения воды и нефти в условиях расслоенного режима движения потоков при скорости движения воды не более 0,2 м/с. Это предельное значение скорости, обеспечивающее содержание нефти в воде на уровне 50−70 мг/л (табл.4), что, в свою очередь, позволяет закачивать воду в пласт без дополнительного отстаивания или с использованием простейших очистных сооружений в виде напорного отстойника.

Таблица 4. Зависимость содержания нефти в воде от скорости движения воды в трубопроводе.

В перспективе данная установка может работать в автоматическом режиме по безлюдной технологии.

Материал по ингибиторной защите трубопроводов предложен в статьях для самостоятельной работы.