Система комплексной подготовки продукции скважин Советский патент 1991 года по МПК B01D17/00 B01D19/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к сбору и подготовке нефти, газа и пластовой воды на нефтяных промыслах.

Применение способа целесообразно на всех стадиях разработки месторождений. Экономическая эффективность достигается при его использовании в начале разработки и возрастает по мере увеличения отбора запасов и связанных с этим структурных изме- нений состава и свойств извлекаемых флюидов.

Вместе с тем-изобретение позволяет решать проблему подготовки тяжелых, вязких и сероводородосодержащих нефтей и может быть использовано также при транспортировке, хранении, использовании нефти, нефтепродуктов и других испаряющихся жидкостей, в биотехнологии, химической, нефтеперерабатывающей, нефтехимической промышленности и других отраслях народного хозяйства.

Цель изобретения - снижение материальных затрат и защита окружающей среды.

На чертеже изображена система комплексной подготовки продукции скважин.

Система включает входной трубопровод 1 от скважин, гидродинамический трубный экстрактор (ГТЭ) 2, включающий установку 3 для дозированного ввода высокоэффективного реагента-деэмульгатора, массообменную секцию 4, коалесцентор 5, секцию 6 расслоения и очистки, секцию 7 отбора фаз с встроенным нефтеприемником 8 и перегородкой 9, встроенный в коалесцентор и массообменную секцию разветвленный элемент 10 трубопровода подготовленной горячей нефти, полученной при обезвоживании и обессоливании отработанных фильтров, газопровод 11 от секции отбора фаз ГТЭ до газосепаратора 12, конденсатопровод 13 от газосепаратора до ГТЭ, газопровод 14 сепарированного газа, напорный газопровод 15, нефтепровод 16,

(Л

С

о

CJ

ю J ел ю

водопровод 17 от ГТЭ, гззоотделитель 18, газопровод 19, нефтепровод 20 от газоотделителя, многоцелевой резервуар 21с встроенными распределителями потоков для поступающей в резервуар нефти 22 и воды 23, кольцевой сборник 24 подготовленной нефти, газовые отбойники 25 на линии отбора легких фракций из газовой подушки, сигнализатор 26 напора сильфонный взрывозащищенный марки СНСВ-1, нефтепровод 27 подготовленной нефти с линией 28 откачки отработанных гидрофобных фильтров, газопровод 29 с установленными на нем регулятором 30 давления до себя и регулятором 31 давления для подачи газа в газовую подушку многоцелевого резервуара при его охлаждении или опорожнении, нефтяной насос 32, напорный нефтепровод 33, узел 34 учета, магистральный нефтепровод 35, насос 36 для подачи отработанных гидрофобных фильтров на подогрев в нагревателе 37 (печи), горячий трубопровод 38, установку 39 дозированного ввода реагента, перемычку 40, второй (горячий) гидродинамический трубный экстрактор 41 для обработки отработанных фильтров в составе массообменной секции 42, коалесценто- ра 43, секции 44 расслоения, и секции 45 отбора фаз с газосепаратором 46, снабженным отбойными поверхностями 47, приемником 48 нефти и перегородкой 4В, нефтепровод 50 от секции отбора фаз, газопровод 51, водопровод 52, горячий многоце- левой резервуар 53 для обработки отработанных фильтров с встроенными распределителями потоков для приема нефтм 54 и воды 55, газовыми отбойниками 56, круговым нефтесборным лотком 57, сигнализатором 58 напора марки СНСВ-1, нефтепровод 59 подготовленной нефти, линию 60 для перекачки отработанных гидрофобных фильтров (ГФ), насос 61, напорный нефтепровод 62 подготовленной нефти, перемычку 63 для подачи отработанных ГФ на прием печи по трубопроводу 64, газопровод 65 для отбора легких фракций из газовой подушки, регулятор 66 давления до себя, газопровод 67 для сбора легких фракций, газопровод 68, регулирующий клапан 69, газопровод70, водопровод71, резервуар72 для глубокой очистки воды с встроенными распределителями 73 и 74 потоков, круговым нефтесборным лотком 75, газовыми отбойниками 76, сигнализатором 77 напора марки СНСВ-1, водопровод 78 отбора очищенной воды, насос 79, напорный водопровод 80, нефтепровод 81, перемычку 82 для отработанных фильтров, насос 83, напорный трубопровод 84, водопровод 85, газопровод 86, регулятор 87 давления до себя,

регулятор 88 давления, сепаратор-конден- сатосборник 89 с сигнализаторами 90 и 91 напора марки НСП-1, газопровод 92, газо- дувку (компрессор) 93, напорный газопровод 94, насос 95, конденсатопровод 96 и газопроводную перемычку 97 с регулятором 98 давления и газопроводы 99 и 100.

Система работает следующим образом. Нефтегазоводяная смесь от скважин по

0 трубопроводу поступаете ГТЭ 2, в котором осуществляются сепарация газа, а также (под действием гидродинамических эффектов турбулизации потока, достигаемой в массробменной секции 4 в присутствии вы5 сокоэффектевного реагента-деэмульгатора, подаваемого установкой 3 дозированного ввода реагента) процессы дробления, слияния и повторного дробления глобул воды, доведения реагента до глобул, слияния мел0 ких глобул воды в коалесценторе 5, разделение потока на газовую и жидкую фазы, а последний, в свою очередь, на нефть и пластовую воду в секции расслоения, очистка газа от пены, а воды - от нефти и механиче5 ских примесей. Для этого в массообменной секции 4 и коалесценторе 5 поддерживается турбулентный режим движения.

Диаметр секции расслоения и очистки фаз определяется из условия осуществле0 ния технологических процессов сепарации газа, обезвоживания нефти и очистки пластовой воды и состоит из трех подсекций: сепарации , обезвоживания нефти и очистки пластовой воды.

6Длина подсекций сепарации легких

фракций определяется из условия обеспечения времени осуществления процесса отделения газа, определяемого экспериментально для каждого типа нефтей.

0 Для девонских нефтей Ромашкинского месторождения время сепарации газа составляет 3-5 мин, для вязких нефтей верхних горизонтов данный параметр увеличивается до 4,5-7,5 мин.

5 По завершении сепарации легких фракций освобожденная от основной массы газа нефтеводяная эмульсия поступаете подсекции обезвоживания нефти и очистки воды. В гидродинамическом трубном экстра0 торе под действием гидродинамических эффектов достигается распределение вводимого в поток реагента между глобулами воды и под его действием, катализируемым выделяющимся из нефти газом, а также

5 соударениями частиц в турбулентном потоке, и благодаря этому обеспечивается разрушение эмульсии и ее последующее расслоение на газ, нефть и пластовую воду. При этом время выхода газовых пузырьков в газовую зону, всплытия капель нефти в

нефтяную зону и осаждения частиц воды в водяную уменьшается по сравнению с соответствующими данными серийных аппаратов в 3-50 раз. Благодаря этому в экстракторе обеспечивается отделение 90- 95 мас.% легких фракций и основной объем (80-90%) пластовой воды. Отделившиеся легкие фракции по газопроводу 11 направляются на очистку от нефти и капельной жидкости в газосепаратор 12. Увлеченная с газом нефть в сепараторе отделяется, а затем по конденсатопроводу 13 стекает в экстрактор. Очищенный от капельной нефти газ по газопроводу 14 поступает в напорный газопровод 15 и далее - к потребителю.

Одновременно с сепарацией легких фракций в секции расслоения осуществляется процесс обезвоживания нефти. Однако вследствие перемешивания выделяющимся газом он идет неустойчиво, отделившаяся вода зачастую вновь диспергируется выделяющимся газом и перемешивается с нефтью. Основной объем пластовой воды отделяется в подсекции обезвоживания нефти. По завершении процесса обезвоживания расслоенная на нефтяную и водяную фазы продукция поступает в подсекцию очистки пластовой воды. В последней под действием гидродинамических и флотационных эффектов достигается очистка воды до остаточного содержания нефти 50 мг/л и механических примесей 60 мг/л. Обезвоженная нефть с остаточным содержанием пластовой воды 1-2% поступает в приемник 8 нефти и далее по нефтепроводу 16 направляется в вертикальный газоотделитель 18, в котором отделяется свободный и окклюдированный газ. Легкие фракции из газоотделителя по газопроводу 19 направляются в систему сбора и обработки газа, обогащенного тяжелыми углеводородами, а нефть по нефтепроводу 20 подается в многоцелевой резервуар 21.

В резервуаре одновременно осуществляются следующие технологические операции: концевая сепарация; глубокое обезвоживание нефти; ее обессоливание; очистка пластовой воды; хранение технологических и организационных запасов нефти и пластовой води; сокращение потерь нефти; предварительная очистка уловленных легких фракций нефти от капельной жидкости; отделение, сбор и хранение механических примесей.

Это достигается благодаря созданию в его жидкостной зоье эффективного гид- рофобно-гидрофильного фильтра, оптимальному распределению потоков, достигаемому установкой распределителей потоков для нефти 22 и воды 23, эффективному использованию объема резервуара в технологических целях, созданию в его паровой зоне газовой подушки паров добываемых флюидов, очистке улавливаемых паров легких фракций с помощью отбойников 25, включение в технологическую схему кольцевого сборника 24 подготовленной нефти и предотвращению смятия резервуа0 ра от вакуума благодаря включению в схему автоматизации наряду с основными блокировочной системы автоматизации и регулирования.

Благодаря времени пребывания, в

5 50% 100 раз превышающему величину данного параметра серийных сепараторов, в многоцелевом резервуаре осуществляется глубокая сепарация нефти.

Обезвоживание, обессоливание нефти

0 в резервуаре 21 и очистка в нем пластовой воды осуществляются в гидрофобно-гидро- фильном фильтре, периодически, по мере отработки, обусловленной загрязнениями, аккумулируемыми в нем сульфидами желе5 за, асфальто-смолистыми фракциями, механическими примесями и др., адсорбируемыми на оболочках мелких, приобретающих большую агрессивную устойчивость глобулах пластовой воды,заменяемом на нозый.

0 Подготовленная нефть с обводненностью до 1% по нефтепроводу 27 поступает на прием насоса 32 и далее по нефтепроводу 33 откачивается на узел 34 учета, а затем - в магистральный нефтепровод 35.

5Выделившиеся в резервуаре лег-.ие

фракции после предварительной очистки с помощью отбойников25, в которых благодаря многократному изменению направления потока достигается отделение капельной

0 нефти, поступают в газопровод 29 и далее через регулятор 30 давления до себя - в систему сбора газа, обогащенного тяжелыми углеводородами.

Очищенная в гидрофобно-гидрофиль5 ном фильтре многоцелевого резервуара 21 пластовая вода с содер.анием нефтепродуктов и механических примесей до 30 мг/л по водопроводу 85 направляется в резервуар 72 для глубокой очистки воды, а отрабо0 тайные фильтры по трубопроводу 28 поступают на пример насоса 32 -л далее перекачиваются на нагревательные печи 37. Ввод очищенной продукции в резервуар 72 осуществляется через распределитель 73

5 потока. Остаточное нефтепродукты поднимаются на поверхность раздела фаз газ - жидкость, откуда поступают в нефтесбор- ный лоток 75 и далее по нефтепроводу 81 - на прием насоса 83 и по трубопроводу 84 откачиваются на прием нагревательной печи 37. Отработанные гидрофильные фильтры из резервуара 72 глубокой очистки пластовой воды по перемычке 82 поступают на прием насоса 83, а далее вместе с уловленной нефтью поступают в трубопровод 84. Нагретая до 353-363 К в печи 37 продукция отработанных фильтров поступает в горячий трубопровод 38, в который с помощью установки 39 осуществляется дозированный ввод эффективного реагента-деэмуль- гатора.

Предусматривается перемычка 40 подачи подогретой продукции отработанных фильтров в трубопровод 1 от скважин для технического обеспечения варианта их подготовки по схеме рециркуляции. Схема рециркуляции применяется при подготовке продукции отработанных фильтров девонских, аналогичных им и более легких нефтей. При подготовке фильтров сероводородсодер- жащих нефтей в состав бронирующих оболочек глобул воды включаются сульфиды железа.

При этом для их разрушения схема рециркуляции оказывается неэффективной. Для их подготовки предусматривается следующая технологическая схема,

Подогретые в печи 37 до температуры 363 К отработанные сульфидосодержащие фильтры по трубопроводу 38 подаются на прием горячего гидродинамического трубного экстрактора 41, в котором последовательно проходят секции: массообменную 42, коалесценции 43, расслоения 44 и отбора фаз 45.

Отделившиеся в горячем экстракторе легкие фракции поступают в газосепаратор 46, в котором с помощью отбойных поверхностей 47 осуществляется их очистка от ка- пельной жидкости. Очищенные легкие фракции по газопроводу 51 поступают в газопровод 67 сбора легких фракций. Очищенная от основного балласта пластовой воды нефть поступает в приемник 48 нефти, откуда по нефтепроводу 50 направляется на глубокую очистку в горячем многоцелевом резервуаре 53. Отделившаяся в экстракторе 41 пластовая вода переливается через перегородку 49 и далее по водоп роводу 52 посту- пает в резервуар 53, Ввод нефти в резервуар 53 осуществляется через распределитель 54 потоков, а воды - через распределитель 55 потоков. В горячем резервуаре 53 с помощью гидрофобно-гидрофильного фильтра осуществляется глубокое обезвоживание нефти и очистка воды. Нефть со следами воды и содержанием солей до 40 мг/л поступает в круговой нефтесборный лоток 57, откуда по нефтепроводу 59 направляется на прием насоса 61 и далее - в

напорный нефтепровод 62. После охлаждения в разветвленном элементе 10 встречным потоком продукции скважин нефть направляется в напорный нефтепровод 33 и

далее в общем потоке подготовленной нефти - на узел 34 учета.

Отработанные гидрофобно-гидрофиль- ные фильтры из горячего резервуара 53 по линии 60 поступают на прием насоса 61 и

0 далее по перемычке 63 и трубопроводу 64 - на прием печи 37.

Очищенная в горячем резервуаре пластовая вода с содержанием нефтепродуктов и мехпримесей до 30 мг/л по водопроводу

5 71 поступает в трубопровод 85. При этом обеспечивается подогрев воды, поступающей из многоцелевого резервуара 21, на 5-10°С. Подогретая вода поступает в резервуар 72 глубокой очистки. Ввод в него осу0 ществляется через распределитель 73 потока. Глубокая очистка подогретой пластовой воды осуществляется в гидрофильном фильтре под давлением паров добываемых флюидов. Отделившаяся нефть

5 поступает в круговой нефтесборный лоток 75 и далее по нефтепроводу 81 - на прием насоса 83. Отработанные фильтры по перемычке 82 периодически откачиваются насосом 83. От насоса 83 уловленная нефть и

0 отработанные фильтры по трубопроводу 84 поступают на прием печи 37. Очищенная до содержания нефтепродуктов и механических примесей 10 мг/л вода отбирается из резервуара с помощью распределителя 74,

5 по водопроводу 78 поступает на прием насоса 79 и далее по напорному водопроводу 80 перекачивается в систему поддержания пластового давления.

Выделяющиеся в горячем резервуаре

0 53 и резервуаре 72 глубокой очистки пластовой воды легкие фракции поступают соответственно через газовые отбойники 56 и 76 в газопроводы 65 и 86 и далее через регуляторы 66 и 87 давления направляются в газо5 провод 67 для сбора легких фракций, откуда в общем потоке с легкими фракциями из резервуара 21, газоотделителя 18 и горячего трубного экстрактора 41 транспортируются в сепаратор-конденсатосборник 89. Очи0 щенные от конденсата легкие фракции по газопроводу 92 подаются на прием газодув- ки (компрессора) 93, компримируются и по газопроводу 94 транспортируются на промысловую подготовку обогащенного тяже5 лыми углеводородами нефтяного газа в трубопровод 1 от скважин.

Отделившийся в сепараторе-конденса- тосборнике 89 конденсат насосом 95 перекачивается в конденсатопровод 96 и далее - в нефтепровод 50.

Подготовка продукции скважин в резервуарах 21, 53 и 72 осуществляется под давлением паров добываемых флюидов 200-2000 Па (изб.)- При снижении давления в паровом объеме резервуаров ниже 350- 400 Па (изб) регулирующие клапаны 30, 66 и 87 закрываются. При дальнейшем снижении давления и достижении его величин 250-300 Па (изб) открываются клапаны 98, 31, 69 и 88, благодаря которым по газопроводам 97, 70, 99 и 100 в паровые объемы резервуаров подается газ из напорных газопроводов. При снижении давления в резервуарах ниже 200 Па по командам от сигнализаторов напора СНСВ-1, 26, 58 и 77 газодувка (компрессор) 93 останавливается. Дублирующими являются команды от сигнализаторов 90 и 91 напора.

В целях обеспечения безопасного пуска системы отбора и компримирования легких фракций из резервуаров в паровом объеме последних создают буферный газовый объем, минимальное значение которого определяют по следующей формуле:

VB

min

Qr E.tiil-CU (1 +G),

производительность компрессора,

где QK м3/с;

т,и| - составляющие инерционности системы регулирования;

Р - рабочее давление в резервуаре-аппарате, МПа (абс);

Ро - атмосферное давление, МПа;

Ож - поступление жидкости в резервуар-аппарат за единицу времени, м ;

G - газовый фактор поступающей в резервуар-аппарат жидкости, м /м3.

Буферный газовый объем обеспечивается с помощью создания в паровой зоне резервуара давления,увеличения последнего и подключения к системе большего количества резервуаров.

Предлагаемая система позволяет практически исключить строительство дорогостоящих установок подготовки нефти в их традиционном исполнении, включающих

многочисленный ряд отстойников, электро- дегидраторов, соединяющих их технологических трубопроводов и других коммуникаций. Их функции переносятся на

гидродинамические трубные экстракторы и герметизированные по предлагаемой системе резервуарные парки. Герметизация последних обеспечивает значительное сокращение потерь углеводородов.

Формула изобретения

1.Система комплексной подготовки продукции скважин, включающая входной трубопровод, газоотделители, газосепараторы, многоцелевые резервуары и резервуары очистки воды с нефтяной зоной, насосы, компрессоры, выходной трубопровод, запорную и регулирующую арматуру, приборы контроля и автоматизации, отличающ а я с я тем, что, с целью снижения материальных затрат и защиты окружающей среды, она снабжена гидродинамическим трубным экстрактором, прием которого соединен с входным трубопроводом, а выход - с

газоотделителем, многоцелевым резервуаром и газосепаратором,установленным последовательно с насосом, нагревателем и вторым гидродинам: ческим трубным экстрактором, соединенные с многоцелевым

резервуаром, при этом резервуар очистки воды снабжен линией отбора газа и компримирования, соединенной с выходным трубопроводом.

2.Система по п. 1,отличающаяся тем, что многоцелевые резервуары снабжены гидрофобно-гидрофильным фильтром и газовыми отбойниками, причем гидрофоб- но-гидрофильные фильтры обоих резервуаров и нефтяная зона резервуара очистки

воды соединены с приемом нагревателя

3.Система поп. 1, о т л и ч а ющаяся тем, что гидродинамический трубный экстрактор выполнен в виде последовательно соединенных друг с другом по ходу движения смеси массообменной секции, коалес- центора, секции расслоения и очистки и секции отбора фаз.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при сборе и подготовке нефти, газа и воды. Целью изобретения является снижение материальных затрат и защита окружающей среды. Система комплексной подготовки продукции скважич включает гидродинамический трубный экстратор, прием которого соединен с входным трубопроводом а выход - с газоотделителем, многоцелевым резервуаром и газосепаратором. Последовательно с насосом установлен нагреватель и второй гидродинамический трубный экстрактор, соединенный с многоцелевым резервуаром. Резервуар очистки воды снабжен линией отбора газа и компримирования, соединенный с выходным трубопроводом 2 з.п. ф-лы, 1 ил.