Эффективность процесса подготовки нефти на УПН существенно зависит от образования промежуточного слоя в аппаратах. Изменения в свойствах этого слоя могут негативно влиять на процессы обезвоживания, особенно при работе с продукцией, содержащей большое количество стабилизаторов эмульсии. Устойчивость эмульсий в промежуточных слоях может вызывать технологические сбои, снижая скорость выделения воды в отдельную фазу и ухудшая процесс коалесценции капель воды. Для поддержания работоспособности системы требуются периодические меры по удалению промежуточного слоя из технологического оборудования. Отделенный слой направляется либо через стадию отстоя, либо возвращается в сырьевой поток, что, в свою очередь, может способствовать его дальнейшему накоплению и ухудшению процессов деэмульсации нефти.
Ключевые слова: обводнённость, дожимная насосная станция, водонефтяные эмульсии, обезвоживание, обессоливание.
В настоящее время с увеличением объемов добычи, подготовка нефти все чаще сталкиваются с проблемой обводненности нефти и, как следствие, образованием стойких водонефтяных эмульсий.
Формирование эмульсий связано с явлениями, возникающими на границе раздела фаз в дисперсных системах, главным фактором которых является поверхностное натяжение. Это сила, с которой жидкость противостоит увеличению площади своей поверхности (рисунок 1).
Рис. 1. Образование эмульсий
Традиционные технологии обезвоживания и обессоливания, которые применяются на протяжении многих лет, продолжают демонстрировать свою эффективность. Однако в последнее время альтернативные подходы также показывают положительные результаты. Эти методы основаны на различных физических принципах, включая магнитные, лазерные, акустические, кавитационные, высокочастотные, сверхвысокочастотные, радиационные и другие воздействия.
Основными осложнениями, возникающими при подготовке нефти, воды и газа на УПН Приразломного месторождения являются рост обводненности, эмульгирование и солеотложения.
Ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин приведет к увеличению объемов поступающей нефтегазоводяной смеси, что окажет дополнительную нагрузку на существующее оборудование. С учетом проектных показателей добычи жидкости на 2025 год, которые составят 25 500 м³/сутки, ожидается, что из-за проведения геолого-технических мероприятий на месторождении (включая ЗБС и ГРП) к концу 2025 года установка по подготовке нефти (УПН) может работать с превышением допустимого входного объема на 6,25 %, что эквивалентно 1 500 м³/сутки (рисунок 2).
Для решения этой задачи рассматриваются два варианта реконструкции установки. Один из них — модернизация существующего сепаратора, направленная на оптимизацию его работы. Данный подход включает обновление устаревших компонентов, увеличение емкости устройства и усовершенствование системы разделения нефти и воды. Это позволит повысить производительность установки без необходимости создания новой инфраструктуры.
Рис. 2. Профиль загруженности ДНС-3
Другой вариант предусматривает расширение дожимной насосной станции (ДНС) путем установки дополнительного оборудования, такого как установка подготовки сырой воды (УПСВ) типа «Хитер Тритер». Внедрение этого оборудования обеспечит более эффективное разделение нефти, газа и воды, что увеличит общую пропускную способность системы и позволит справляться с возрастающими объемами поступающей жидкости.
Выбор между этими вариантами реконструкции будет определяться различными факторами, включая стоимость реализации, доступность необходимого оборудования, возможность проведения модернизационных работ без значительных простоев в производственном процессе, а также другими техническими и экономическими аспектами.
Блочная автоматизированная установка подготовки сырой воды (УПСВ) типа «Хитер Тритер» предназначена для разделения продукции нефтедобывающих скважин и приведения нефти к нормативным показателям качества (рисунок 3). Данная установка обеспечивает эффективный нагрев, обезвоживание и обессоливание нефтяных эмульсий, позволяя подготовить нефть в соответствии с установленными стандартами товарной продукции [1].
Установка сепарации нефти, газа и воды с прямым подогревом «Хитер Тритер» предназначена для очистки добываемой нефти и пластовой воды на месторождении. Нагревательная система выполняет несколько важных функций: обеспечивает промежуточную дегазацию продукции скважин, осуществляет предварительное обезвоживание нефти и очистку выделенной воды, а также проводит глубокое обезвоживание нефти, подготавливая её до товарного состояния [2].
Рис. 3. УПСВ типа «Хитер Тритер»
Нагреватель «Хитер Тритер» представляет собой сосуд под давлением, который использует тепло и время пребывания для отделения нефти от поступающих жидкостей.
Установка сепарации нефти, газа и воды с прямым подогревом «Хитер Тритер» используется для очистки нефти и пластовой воды, поступающей с месторождения. Она расположена после отделения свободной воды в процессе обезвоживания нефти. Прямой нагрев способствует облегчению разделения нефти и воды и способствует осаждению твёрдых частиц, таких как песок и продукты коррозии. Качество нефти на выходе контролируется с помощью датчика объёмного осадка и воды.
Внутренняя структура аппарата включает секции нагрева и обработки. Жидкость поступает в секцию нагрева, где её вязкость снижается под воздействием тепла, подаваемого горелкой или паровыми змеевиками. Нагретая нефть затем перемещается в секцию очистки, где она эффективно отделяется от воды благодаря пониженной вязкости и времени пребывания. Газ собирается в верхней части резервуара и выходит через сопло для поддержания давления, а вода отводится через дно и поступает на дальнейшую обработку.
Нефть из верхней части резервуара направляется через водосливную коробку. Процесс подогрева может быть прямым или непрямым: в случае прямого нагрева тепло передаётся напрямую от жаровой трубы к жидкости, что обеспечивает высокую эффективность, но требует контроля уровня жидкости. Непрямой нагрев использует теплоноситель, что менее эффективно, но предпочтительнее при наличии твёрдых частиц, которые могут оседать и вызывать перегрев.
В конструкции предусмотрены меры для устранения накоплений песка, такие как водяные струи и пескоотводы. Нагреватели с вертикальной ориентацией обеспечивают разрушение эмульсий и отделение воды, поддерживая добычу. Оборудование работает в суровых климатических условиях, выдерживая температуры до минус 60°C, и снабжено автоматизированной системой управления, которая контролирует ключевые параметры, включая температуру, давление и уровни жидкости [4].
Далее определим необходимое количество УПСВ «Хитер Тритер» для ДНС–3 Приразломного месторождения.
Определим производительность УПСВ «Хитер Тритер» по сырью, используя формуле 1:
G =
где L — длина аппарата, м;
D — внутренний диаметр аппарата, м.
Принимаем диаметр наименьших осаждающихся капель воды d = 4,4·10 4 м
G =
G = 0,04106*3600*24 = 3548 м 3 /сут
Следовательно, для ДНС–3 при увеличении объемной производительности по сырью на 1500 м 3 /сут необходима 1 УПСВ «Хитер Тритер».
Таким образом, внедрение установки предварительного сброса воды типа «Хитер Тритер» эффективно сочетает процессы нагрева, обезвоживания и обессоливания, обеспечивая более полное разделение фаз. Применение такой установки не только улучшит качество подготовки нефти, но и повысит общую энергоэффективность установки, снижая эксплуатационные расходы. Применение данных установок позволит обрабатывать нефть с высоким содержанием воды до 98 %, обеспечивая универсальность использования [3].
Литература:
- Агафонов Д. Н. Современные технологии обессоливания и обезвоживания нефти [Текст] / Д. Н. Агафонов, О. П. Малышев // Технологии добычи нефти. — 2022. — № 7. — С. 25–30.
- Дроздов П. С. Модернизация системы сбора и подготовки нефти в условиях северных месторождений [Текст] / П. С. Дроздов, Н. А. Соколов // Нефтегазовые инновации. — 2021. — № 5. — С. 45–50.
- Захаров А. В. Оценка эффективности внедрения УПСВ типа «Хитер Тритер» [Текст] / А. В. Захаров, П. М. Лапшин // Нефтяные технологии. — 2021. — Т. 5, № 1. — С. 18–24.
- Крюков В. А. Совершенствование предварительного сброса воды на месторождениях [Текст] / В. А. Крюков, Н. В. Пестрецов // Нефтяное хозяйство. — 2003. — № 4. — С. 114–116.
