CC BY
41
622.692.4
НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМОЙ ВОДЫ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ «ДРАКОН»
ТЫ ТХАНЬ НГИА, к.т.н., генеральный директор
М.М. ВЕЛИЕВ, д.т.н., доцент, главный специалист высшего класса
СП «Вьетсовпетро» (Вьетнам, г. Вунгтау, ул. Ле Лой, д. 105).
E-mail: [email protected], E-mail: [email protected]
А.А. ЛОКШИН, к.т.н., генеральный директор
ООО «Истэкойл» (Россия, 450038, Республика Башкортостан, г. Уфа,
ул. Интернациональная, д. 131/1). E-mail: [email protected]
Рассмотрены проблемы совершенствования работы модернизированного сепаратора для осуществления утилизации попутно добываемой воды на месторождениях СП «Вьетсовпетро». С помощью проделанных расчетов показано, что для равномерного перераспределения времени пребывания нефти и воды в сепараторе надо понизить межфазный уровень и высоту перегородки. Предложено проводить пересчет высоты разделительной перегородки с учетом необходимого объема сосуда для приема пробок жидкости.
Ключевые слова: обводненность скважинной продукции, утилизация пластовой воды, газожидкостная смесь, трехфазный сепаратор.
Перспективы развития топливно-энергетического комплекса в значительной мере определяются совершенствованием систем разработки нефтяных месторождений, в том числе созданием и применением новых технологий в системах добычи, сбора и подготовки нефти и воды. Высокие темпы добычи нефти с использованием заводнения на месторождениях, а также сложные геолого-физические особенности разрабатываемых объектов приводят к значительному повышению обводненности скважинной продукции. В связи с этим существенной проблемой продолжает оставаться утилизация попутно добываемой воды. Большой удельный вес издержек производства по закачке, извлечению, транспорту, подготовке и утилизации пластовой воды требует современных решений по предварительному сбросу основной массы воды непосредственно на месторождениях [1, 2].
После завершения строительства второй очереди морской стационарной платформы RP-2 месторождения «Дракон» СП «Вьетсовпетро» на ней должен осуществляться предварительный сброс попутной воды. На платформе RP-2 будет также подготавливаться продукция блок-кондукторов RC-1/3 и RC-7. Продукция данных объектов должна поступать в трехфазный сепаратор С-2 (модернизированную буферную емкость), после которого отделенная вода при помощи двух насосов будет направляться во флотатор и затем, после кессона, сбрасываться в море.
Модернизированный трехфазный сепаратор имеет следующие недостатки.
Максимальная проектная пропускная способность трехфазного сепаратора С-2 на RP-2 составляет 6000 т/сут по жидкости. Согласно уточненной генеральной схеме развития и обустройства месторождения «Дракон» [3], максимальный объем продукции, поступающей на RP-2, составит примерно 5000 т/сут. Таким образом, на первый взгляд сепаратор должен обеспечить подготовку продукции в полном объеме.
Продукция RC-7 по трубопроводу RC-7^RC-1 направляется в виде газожидкостной смеси (ГЖС) на RC-1/3 и далее
вместе с предварительно отсепарированной газонасыщенной жидкостью, добываемой на RC-1/3, по трубопроводу RC-1/3^RP-2 направляется на RP-2 для двухступенчатой сепарации вместе с продукцией RP-2. В свою очередь, продукция RP-3+RC-2 проходит транзитом через RP-2 и в смеси с продукцией RC-7, RC-1/3, RР-2 направляется на установку беспричального налива (УБН) нефти УБН-3. Поток газожидкостной смеси, приходящий на конечный пункт в виде пробок газа или жидкости различного размера (характерным режимом движения ГЖС в морском подводном трубопроводе является пробковый), приводит к пульсации давления.
До модернизации сепаратор С-2 выполнял только функцию газожидкостной сепарации и буферной емкости для подачи жидкости на вход насоса. Нормальный рабочий уровень в буферной емкости составлял 0,4 от внутренного диаметра (1200 мм), а максимальный аварийный уровень -2300 мм. Разница между аварийным и рабочим уровнями в буферной емкости составлял 900 мм и соответствовал 44,6% от общей вместимости емкости - 42,3 м3.
При модернизации буферной емкости в трехфазный сепаратор в нем была установлена сплошная перегородка высотой 2200 мм, то есть минимальный рабочий уровень жидкости в трехфазном сепараторе составляет 2200 мм, а максимальный аварийный уровень - по-прежнему 2300 мм (табл. 1). Разница между аварийным и рабочим уровнями в трехфазном сепараторе максимально составляет только 100 мм и соответствует 3,7% от общей вместимости емкости (3,5 м3). Данная конструкция трехфазного сепаратора ограничивает возможность RP-2 принимать пробки жидкости большого объема при промывке трубопровода RC-7^RC1/3^RP-2 или при переключении скважин для измерения дебита на RC-1/3.
На рис. 1 представлены принципиальные схемы работы буферной емкости на RP-2 до и после модернизации в трехфазный сепаратор.
По расчетным результатам (см. табл. 1) модернизированный трехфазный сепаратор С-2 на RP-2 может принимать
пробки жидкости объемом не более 3,7 м3, при поступлении более объемных пробок жидкости возникает опасность выхода нефти на факел.
Согласно проектной документации, при модернизации в сепараторе установлена разборная разделительная перегородка отсека для сбора нефти, высота которой составляет 2200 мм, расстояние от бокового сварного шва до перегородки - 1800 мм. Проектная мощность сепаратора составляет:
- по жидкости - 6500 т/сут;
- по газу - от 14500 до 57400 ст. м3/сут;
- по воде - от 1243 до 5000 т/сут;
- по нефти от 210 до 2638 т/сут.
На основании предложенной проектной конструкции трехфазного сепаратора и данных по его мощности можно провести расчет времени пребывания нефти и воды в сепараторе.
В табл. 2 приведены результаты расчета времени пребывания нефти и воды в трехфазном сепараторе при различной производительности для случая высоты перегородки 2200 и 1600 мм. Результаты расчета показывают, что при поддержании уровня водонефтяного контакта равным 1600 мм и высоте перегородки 2200 мм время пребывания нефти составляет от 4,4 до 17,7 мин, а воды - от 11,7 до 46,7 мин. Для нормальной работы сепаратора время пребывания воды и нефти обычно составляет от 3 до 5 мин.
Как уже было отмечено, при высоте разделительной перегородки 2200 мм нормальный рабочий уровень жидкости в сепараторе будет слишком высоким, что лишает
Таблица 1
Расчетные объемы пробок жидкости, которые может воспринимать буферная емкость до и после модернизации в трехфазный сепаратор
Состояние сепаратора Уровень жидкости, мм Количество жидкости в емкости, % Максимальный объем пробки жидкости, м3
До Рабочий - 37,4 44,6
реконструкции 1200
Аварийный - 82,3
2300
После Рабочий - 78,6 3,7
реконструкции 2200
Аварийный - 82,3
2300
После снятия Рабочий - 62,6 18,5
одной полосы 800
Аварийный -2300 82,3
возможности сепаратор принимать пробки нефти и создает условия для выноса нефти на факел. Для равномерного перераспределения времени пребывания нефти и воды в сепараторе надо понизить межфазный уровень и высоту перегородки.
При понижении уровня водонефтяного контакта до 900 мм и высоте перегородки до 1600 мм время пребывания для нефти составляает от 5,3 до 21,1 мин, а воды - от 5,4 до 21,6
Рис. 1. Принципиальная схема буферной емкости на ИР-2: а - до модернизации, б - после модернизации в трехфазный сепаратор
Газ Газ
3,0 м
Верхний аварийный уровень
Рабочий уровень
3,0 м
2,3 м
I Т^
Вода Нефть
Таблица 2
Время пребывания нефти и воды в модернизированном сепараторе
Верхний аварийный уровень
Нефть
Вода
2,2 м
X
Нефть
2,3 м
Вода Нефть
Обводненность, % 30 40 50 60 70 80
Производительность по воде, м3/сут 1950 2600 3250 3900 4550 5200
Производительность по нефти, м3/сут 5417 4643 3869 3095 2321 1548
Общая производительность, м3/сут (6500 т/сут) 7367 7243 7119 6995 6871 6748
Уровень, мм Обьем между уровнями, м3 Время пребывания нефти и воды в сепараторе, мин
РМВНК 1600 42,2 46,7 31,2 23,4 18,7 15,6 13,4 11,7
РУЖ 2200 19,0 4,4 5,1 5,9 7,1 8,8 11,8 17,7
При уменьшении межфазного уровня в сепараторе до 900 мм и рабочего уровня жидкости до 1600 мм (или высоте разделительной перегородки ниже 1600 мм)
РМВНК 900 19,5 21,6 14,4 10,8 8,6 7,2 6,2 5,4
РУЖ 1600 22,7 5,3 6,0 7,0 8,4 10,6 14,1 21,1
Примечание. РМВНК— рабочий межфазный водонефтяной контакт; РУЖ - рабочий уровень жидкости
мин. Минимальное время пребывания для воды и нефти более 5 мин удовлетворяет требования для сепаратора.
Для повышения потенциальной возможности приема пробки жидкости большого объема, во избежание опасности выброса нефти с емкости С-2 на факел, была демонтирована одна верхняя полоса перегородки внутри сепаратора, в результате чего вместо высоты 2200 мм по проекту фактическая высота перегородки составила 1800 мм, то есть была уменьшена на 400 мм. В результате этого объем пробки жидкости, а которую сепаратор может воспринимать, повысился до 18,5 м3. Уменьшение высоты сплошной перегородки в сепараторе до 1800 мм привело к изменению конструкции модернизированного трехфазного сепаратора в целом. Система контроля водонефтя-ного уровня в сепараторе и управления на линии сброса воды не может работать, потому что отверстие сообщения нефти между сепаратором и колонкой уровнемера находится выше уровня нефти (рис. 2). Сброс воды может производиться только через линию байпаса, что чревато опасностью поступления нефти в сбрасываемую воду.
Согласно принципиальной схеме работы системы подготовки нефти и воды на RP-2, после трехфазного сепаратора отделенная попутная вода при помощи двух насосов должна направляться в компактный флотаторный узел, и затем, после кессона, сбрасываться в море. Отделенная в С-2 пластовая вода с давлением около 1,5 атм подается в блок очистки воды CFU (компактное флотаторное устройство) с помощью подпорного насоса типа НК, который является центробежным с числом оборотов вращения рабочего колеса 3000 об/мин. При вращении рабочего колеса с высокой частотой происходит раздробление капельной нефти в пластовой воде на мельчайшие частицы, что приводит к затруднению процесса очистки этой воды.
Кроме того, номинальная производительность данного насоса составляет 200 м3/ч, что намного превосходит производительность выделенной в С-2 воды (примерно 5-10 м3/ч).
Система очистки пластовой воды на RP-2 месторождения «Дракон» состоит из трех частей: компактное фло-таторное устройство, устройство для выработки азота и кессон. Главным звеном системы очистки пластовой воды является компактное флотаторное устройство, включающее один вертикальный сосуд, трубопроводы обвязки и систему управления и контроля. Компактное флотаторное устройство предназначено для удаления капельной нефти из добываемой пластовой воды до величины 15 ррт, регламентируемой международным стандартом. Максимальное содержание капельной нефти в пластовой воде на входе CFU допускается до 1500 ррт.
Компактное флотаторное устройство представляет собой компактный блок флотации, который использует флотационный эффект от инжектируемого газа - азота и дополнительных центробежных сил для разделения и удаления жидких и газообразных углеводородов, ароматических соединений, гидрофобных веществ и мелких твердых частиц из пластовой воды. Устройство может
Рис. 2. Принципиальная схема работы уровномера водонефтяного контакта модернизированного сепаратора до (а) и после (б) снятия одной полосы
работать при давлении от 0,5 бар и выше в зависимости от давления работы кессона и числа внутренних ступеней. CFU, смонтированное на RP-2, состоит из одного сосуда высокого давления с четырьмя внутренними ступенями разделения, каждая ступень имеет независимые трубки для подачи и вывода рабочего газа.
В первой ступени попутная вода по трубам поступает в сосуд в центре днища. Азотосмеситель установлен на входном сопле для смешивания рабочего азота с пластовой водой. Получаемая смесь газов и нефтесодержащие воды поднимаются к верхней части входной трубы, где смесь распределяется в емкости по четырем тангенциальным трубкам распределения, которые создают внутреннее вращение смеси. При проектной производительности скорость смеси в этих трубках составляет 7м/с. Выход воды осуществляется из каждой трубки чуть выше следующей трубки по направляющим ребрам. Большие пузырьки газа будут всплывать вверх до того, как вода из одной трубки распределения будет смешиваться с вновь входящей водой из следующей трубки распределения. В результате этого пузырьки газа определенного размера сцепляются с капельками нефти и смешиваются с новой поступающей водой. Непрерывное смешивание также создает благоприятные условия для слияния мелких пузырьков газа с капельками нефти и всплытия их на поверхность. Отсепарированная нефть вместе с освобожденным попутным и рабочим газом, а также с ограниченным количеством воды будет выходить через трубки в верхней части сосуда. Количество жидкости в линии выхода нефти может быть понижено до 0,3% от входного количества воды и может регулироваться ручным шаровым клапаном. Определенная величина отверстия клапана устанавливается во время запуска устройства. Выходящая смесь нефти и воды входит в общую линию выхода нефти для всех ступеней. Очищенная вода непосредственно поступает ко второй ступени очистки в нижележащей части сосуда.
Очищенная вода с первой ступени очистки поступает во вторую ступень по кольцевому пространству между трубой подачи в первую ступень и распределительным манифоль-дом второй ступени. Рабочий внешний газ - азот добавляется в воду через внутренний смеситель газа, расположенный в кольцевом пространстве перед входом в распределительный манифольд второй ступени. Затем смесь воды и газа распределяется таким же образом, как и в первой ступени. Число и размеры распределительных труб такие
а
же, как на первой ступени. Перепад давления во второй ступени очистки составляет примерно 0,5 бар, и необходимый газ требуется в меньшем количестве, чем для первой ступени. Отсепарированная нефть вместе с освобожденным попутным и рабочим газом и некоторым количеством воды будет выходить по трубкам в верхней части отсека. Количество жидкости в линии выхода нефти контролируется и регулируется ручным шаровым клапаном. Поток смеси нефти и воды обычно составляет меньше 0,3% от общего количества, подаваемого на очистку. Выходящая смесь нефти и воды входит в общую линию выхода нефти для всех ступеней.
Очищенная вода непосредственно поступает на третью ступень очистки в нижележащей части сосуда, где процесс очистки аналогичен второй ступени очистки.
Четвертая ступень очистки работает таким же образом, как вторая и третья ступени с независимой линией закачки газа и линией выхода нефти. На трубе выхода воды с четвертой ступени установлен клапан давления для поддержания постоянного давления в сосуде. Входной сигнал для контролирования давления в сосуде берется от датчика давления на четвертой ступени. Благодаря наличию контроля давления в емкости нет необходимости для контроля уровня, сосуд заполняется жидкостью до тех пор, пока жидкость на линии выхода нефти не будет составлять примерно 0,3% от входной производительности.
Потребность в дополнительных объемах рабочего газа (азота) будет меньше 0,1 м3 (при стандартных условиях) для каждого кубического метра очищаемой воды при работе на низком давлении. При работе на более высоком давлении требуется больше газа для компенсации повышенного давления. Чем больше поток воды, подаваемой на установку для очистки, тем меньше удельный расход рабочего газа и наоборот.
По мере эксплуатации месторождения забойные давления добывающих скважин понижаются, и при определенном значении они прекращают фонтанировать. Такие скважины переводят на газлифтный способ эксплуатации. Обводненная продукция, добываемая газлифтными скважинами, может формировать прочную устойчивую эмульсию обратного типа - «вода в нефти». Увеличение обводненности продукции газлифтных скважин приводит к повышению эффективной вязкости и в конечном счете к увеличению потерь давления при транспорте и его повышению в системе сбора добываемой продукции на месторождении в целом.
Кроме того, газлифтный способ добычи нефти увеличивает дисперсность водной фазы, что способствует образованию более устойчивой эмульсии. Если при фонтанном способе эксплуатации скважин капли воды в эмульсии имеют размеры от 20 до 100 мкм, и в основном 60-100 мкм, то при добыче нефти с помощью газлифта дисперсность капель воды резко возрастает и капли воды имеют размеры от 1 до 20 мкм, причем большая часть капель воды имеет размеры 1-5 мкм. Известно, что кинетическая устойчивость водонефтяной эмульсии обратно пропорциональна квадрату диаметра капель. Поэтому переход на механизированный способ добычи нефти, а именно газлифтный, приводит к резкому изменению устойчивости эмульсий.
Низкий дебит газлифтных скважин месторождения «Дракон» порождает еще одну проблему, заключающуюся
в низкой температуре добываемой продукции [4, 5]. Эффективность действия деэмульгаторов, подаваемых на RC и RP, при низкой температуре значительно снижается. Это не позволяет осуществлять эффективную внутритруб-ную деэмульсацию при транспорте продукции от RC до центрального пункта подготовки нефти. В настоящее время на месторождении «Дракон» деэмульсация производится в основном на УБН, где в результате длительного отстоя при высокой температуре достигается подготовка нефти до товарной кондиции.
Добываемая продукция на блок-кондукторе RC-7 с обводненностью более 60% и средней температурой 50-53 °С в виде ГЖС направляется на блок-кондуктор RC-1/3. Приходящая на RC-1/3 продукция RC-7 с температурой 37-40 °С смешивается с предварительно отсепариро-ванной газонасыщенной жидкостью, добываемой на RC-1/3, и по трубопроводу RC-1/3^RP-2 направляется на RP-2 для двухступенчатой сепарации вместе с продукцией морской стационарной платформы RP-2. Температура смеси продукции на стояке RC-1/3 составляет от 44 до 50 °С, а приходящая на RP-2 смесь имеет температуру примерно 35-37 °С. Значит, по пути движения от начального пункта добычи RC-7 до пункта подготовки температура продукции в трубопроводе не превышает 50 °С, что не позволяет осуществлять эффективную внутритрубную деэмульсацию. Причем при смешении с более горячей продукцией, добываемой на RP-2, температура полученной смеси повышается только до 40-42 °С, что недостаточно для осуществления предварительного сброса воды в модернизированном трехфазном сепараторе.
В НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» проведены лабораторные исследования степени деэмульсации пробы эмульсии, отобранной на выходе сепаратора первой ступени сепарации на RP-2 (смесь продукции RC-7+RC-1/3+RP-2), обработанной деэмульгатором на RC-7 с удельным расходом 40 мл/м3 нефти. Результаты опытов, проведенных при трех значениях температур 40, 50 и 60 °С, показывают, что при температуре 40 °С только 3-5% (8-12% от общего количества воды) воды выделяется. При повышении температуры до 50 °С выделяется 18-20% воды (30-33% от общего количества), а при повышении температуры до 60 °С выделяется 85-90% от общего количества воды.
Поступление в трехфазный сепаратор неразрушенной эмульсии приводит к образованию неразрушенного слоя эмульсии и влияет на работу системы измерения и контроля уровня. Возможно попадание нефти в сбрасываемую воду, подаваемую на систему очистки. На рис. 3 и 4 показано влияние неразрушенного слоя эмульсии на показание межфазного водонефтяного уровня.
Выводы
1. Для стабильной работы модернизированного трехфазного сепаратора необходимо провести пересчет высоты разделительной перегородки с учетом необходимого объема сосуда для приема пробок жидкости. На этом основании нужно переустановить необходимые технологические штуцеры: штуцеры для устройств сигнализации, регулирования и контроля уровня разделенных фаз, положение границы раздела жидкостей нефть - вода.
2. Для повышения эффективности внутритрубной деэмульсации необходимо предусмотреть мероприятия по
Рис. 3. Четкое межфазное водонефтяное разделение Рис. 4. Влияние неразрушенного слоя эмульсии на межфазное
подаче деэмульгатора вместе с депрессатором в скважины на глубину 2000-2500 м и повышать температуру продукции, приходящей на стояк RP-2.
3. Для повышения эффективности работы модернизированного трехфазного сепаратора С-2 на RP-2 необходимо
предусмотреть вариант нагрева жидкости, подаваемой на предварительное обезвоживание в С-2, до температуры не менее 60 °С.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансурова Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1981. 803 с.
2. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. 311 с.
3. Уточненная генеральная схема развития и обустройства месторождения «Дракон» / Отчет НИПИморнефтегаз. -Вунгтау, 2011.
4. Poindexter M.K., Marsh S.C. Inorganic solid content governs water-in-crude oil emulsion stability predictions // Energy and Fuels. 2009. V. 23. P.1258-1268.
5. Wu H., Lai L., Liu J. and etc. Influence of some oilfield chemicals on demulsification/dehydration of crude oils and demulsifier selection // Oilfield Chemistry. 2009. V. 26. P. 286-289.
SOME OF THE FEATURES OF PRODUCED WATER DISPOSAL IN THE «DRAGON» FIELD
TU THAN NGHIA, Ph. D., General Director Specialist of the highest class VELIEV M.M., Dr. Sci. (Tech.), Assoc. Prof., Chief Specialist of the highest class Joint Venture «Vietsovpetro» (105 Le Loist.,Vung Tau, Vietnam). E-mail: [email protected], E-mail: [email protected] LOKSHIN A.A., Cand. Sci. (Tech.), General Director
Eastecoil LTD (131/1, Internatzionalnaya St., 450038, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia). E-mail: [email protected] ABSTRACT
The problems of improving the work of the modernized separator for the utilization of produced water at the fields of JV «Vietsovpetro» are considered. The calculations show that for uniform time redistribution of oil and water presence in the separator it is necessary to lower the interphase level and height of the partition. It is suggested to recalculate the height of the partition taking into account the necessary volume of the vessel for receiving tubes of liquid.
Keywords: water cut, utilization of reservoir water, gas-liquid mixture, three-phase separator. REFERENCES
1. Baykov N.M., Pozdnyshev G.N., Mansurova R.I. Sbor ipromyslovaya podgotovka nefti, gaza i vody [Gathering and field preparation of oil, gas and water]. Moscow, Nedra Publ., 1981. 803 p.
2. Gimatudinov SH.K., Shirkovskiy A.I. Fizika neftyanogo igazovogoplasta [Physics of the oil and gas reservoir]. Moscow, Nedra Publ., 1982. 311 p.
3. Utochnennaya general'naya skhema razvitiya i obustroystva mestorozhdeniya «Drakon». Otchet NIPImorneftegaz [Refined general layout of the development and construction of the «Dragon» field. Report of NIPImorneftegaz]. Vung Tau, 2011.
4. Poindexter M.K., Marsh S.C. Inorganic solid content governs water-in-crude oil emulsion stability predictions. Energy and Fuels, 2009, vol. 23, pp. 1258- 1268.
5. Wu H., Lai L., Liu J. Influence of some oilfield chemicals on demulsification/dehydration of crude oils and demulsifier selection. Oilfield Chemistry, 2009, vol. 26, pp. 286-289.
2018
23
