В последние годы в нефтепромысловой практике нашли достаточно широкое применение установки предварительного сброса пластовой воды (УПСВ), которые вписываются в систему добычи нефти, с одной стороны, и в систему ППД - с другой.
Эти установки могут работать по различным схемам. На рис. 20-22 приведены схемы, которые реализованы на ряде объектов месторождения Поволжья. По схеме «а» (см. рис. 20 ) продукция непосредственно через групповые замерные установки нефтяных скважин поступает на УПСВ двумя потоками. Первый представлен трехфазной (нефть, вода, газ) средой, подаваемой непосредственно с групповых замерных установок (ГЗУ) на трехфазный делитель фаз (ТДФ)-основной элемент УПСВ, в котором осуществляются сепарация газа и предварительный сброс воды. Ввод деэмульгатора осуществляется по возможности в начальных точках технологической цепочки, т.е. либо в трубопроводе ГЗУ УПСВ, либо на самой групповой замерной установки или в скважине. При вводе реагента в непосредственной близости от трехфазного делителя фаз дозатор снабжается дополнительным устройством для его диспергирования в потоке.
 |
Рис. 20 Установка предварительного сброса воды УПСВ
(схема «а»): 1 – добывающая скважина; 2 – групповая замерная установка;
3 – дозатор; 4 – трехфазный делитель; 5 – аппарат-разделитель;
6 – влагоотделитель; 7 – накопитель нефти; 8 – нефтяной насос; 9 – сбросный резервуар; 10 – водяной насос; 11 – накопитель воды; 12 – дожимная насосная станция
Процессу равномерного распределения реагента и его эффективной «работе» в этом случае способствует и наличие газовой фазы в потоке.
Второй поток формируется из продукции скважин, который находится на значительном удалении от УПСВ. В этом случае на УПСВ подается двухфазный (нефть-вода) поток через дожимную насосную станцию (ДНС) . оба потока смешиваются перед подачей в аппарат-разделитель, который является вторым основным элементом УПСВ.
Попутный газ, отделенный в трубном делителе фаз направляется во влагоотделитель и далее в газовый коллектор к потребителю. Нефть с остаточным содержанием воды до 10% из аппарата-разделителя поступает в емкость-накопитель, а затем нефтяным насосом откачивается на установку подготовки нефти.
Отделенная (сброшенная) в трубном делителе фаз и аппарате-отстойнике вода поступает в буферную емкость, из которой водяным насосом откачивается на дожимную насосную станцию системы ППД. К этому же потоку воды при необходимости присоединяется подошвенная вода из нефтяной ёмкости –накопителя.
Для нережимных и аварийных ситуаций в состав УПСВ включается дополнительный резервуар для воды и нефти вместимостью 1000 – 2000 м3 .
Схема «а» реализована на Собачинском месторождении, где объект обслуживания УПСВ состоит из двух взаимоудаленных площадей. Данная технология эффективна на месторождениях-объектах воздействия газовых методов повышения нефтеотдачи, когда в продукции добывающих скважин содержится большое количество газа. Это подтвердилось на Радаевском месторождении.
По схеме «б» (см. рис.21 ) продукция скважина на УПСВ сепарируется в два этапа: вначале отделяется газ, затем сбрасывается вода. Такая упрощенная схема может быть эффективной в случаях компактного расположения всех добывающих скважин. В частности УПСВ по схеме «б» используется на Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения.
 |
Рис. 21 Установка предварительного сброса воды – схема «б»
(обозначения см. рис. 20)
Схема «в» (см. рис.22 ) реализована на Кандызской площади, объединяющей добывающие скважины с суммарной производительностью по жидкости до 1000 м3 /сут.
 |
Рис. 22 Установка предварительного сброса воды – схема «в»
(обозначения см. рис. 20)
Здесь помимо аппарата-разделителя в состав УПСВ в качестве основного элемента входит также резервуар отстойник 13, объемом 400 м3, в котором осуществляется улавливание нефти. Отстоявшаяся вода закачивается непосредственно в нагнетательные скважины 15 погружным насосом, установленным в специальной скважине-шахте 14.
Рассмотренные технологии помимо указанных объектов находят применение в различных регионах.
Получили развитие и некоторые другие схемы предварительного сброса сточной пластовой воды. На рис. 23 и 24 приведены схемы, внедряемые на промыслах объединений Башнефть и Татнефть.
 |
Рис. 23 Совмещенная технологическая схема сепарации и предварительного сброса воды
1-узел распределения; 2-успокоительный коллектор; 3-узел предварительного распределения; 4-газоводоотделитель; 5-газовый сепаратор; 6-отстойник воды; 7-буферная емкость для нефти; 8-ДНС; 9-11 – узлы замеров газа; нефти и воды соответственно; 12-насосная станция для воды; 13-блок нагрева; 14-буферная емкость для воды; 15-дренажная емкость; 16-блок для реагента; н-нефть; в – вода; г – газ: д – дренаж; т – теплоноситель; у – уравнительная линия газа; РУ – регулятор межфазного уровня
Параметры технологической схемы рис. 23
Производительность (м3/сут) на базе аппаратов
Объемом, м3
200 < 16000
100 < 8000
Рабочее давление, Мпа 1,6
Содержание воды в продукции не лимитируется
Содержание примесей в суточной воде
после очистки, мг/л < 100
Содержание остаточной воды в нефти
на выходе из установки мг/л < 10
 |
Технологическая схема, приведенная на рис. 24 , по данным института ТатНИПИнефть обеспечивает степень очистки до 15-60 мг/л по механическим примесям.
Рис. 24 Технологическая схема сброса и очистки пластовой воды без подогрева на дюжимной насосной станции:
1-добывающие скважины; 2-ГЗУ; 3-ввод деэмульгаторов; 4-трубный турбулизатор; 5-концевой делитель фаз; 6-газосепаратор; 7-газопровод; 8-трехфазный сепаратор; 9,12-буферные емкости; 10-насос для нефти; 11-насос для воды; 13-отвод уловленной нефти; 14-водоотстойник; 15-каплеобразователь
Поможем написать любую работу на аналогичную тему