В ногу со временем

Роль ТВО в нефтедобыче

         В настоящее время, эффективность извлечения углеводородов из нефтяных пластов, промышленно освоенными методами во всех странах считается недостаточной. Например, по статистике, в России и СНГ нефтеотдача пластов составляет до 40%, в Саудовской Аравии США и Канаде – 33-37%, в Странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии – 24-27%, в Иране – 16-17%.
         В настоящее время из известных и промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи пластов выделяют: водогазовые, физико-химические, микробиологические, волновые.
         В нашей стране основным методом разработки месторождений является заводнение, что, естественно, со временем, приводит к высокой обводненности скважинной продукции. Увеличение количества добываемой эмульсии (система нефть-вода, в которой одна из жидкостей диспергирована в другую в виде мелких капель) приводит к резкому увеличению затрат, и на транспортировку добывающей жидкости до ППН (пунктов подготовки нефти) и на промысловую подготовку нефти, что составляет значительную часть расходов на добычу. Кроме того, пластовую воду необходимо вернуть на объекты добычи нефти для поддержания пластового давления, путем их закачки в нефтяные пласты. Обычно предварительный сброс воды производится на ДНС (дожимных насосных скважинах) или на УПС (установках предварительного сброса), которые, как правило, удалены от добывающих скважин и представляют из себя большие площадочные объекты с набором технологического и емкостного оборудования. Это ведет к перегрузке промысловых трубопроводов, увеличении капиталоёмкости, затрат на встречные перекачки, затрат на борьбу с коррозией, затрат на эмульгирование смесей и к снижении экологической безопасности нефтедобывающих регионов. Поэтому задача организации предварительного сброса воды на непосредственно на кустах добывающих скважин особо злободневна.
         Для обезвоживания и обессоливания нефти, это взаимосвязанный процесс, так как основная масса солей находится в пластовой воде и удаление воды приводит к обессоливанию нефти, используют следующие методы: гравитационный, термический, химический, электрический и комбинированный. Выбор метода зависит от физико-химического состава эмульсии и дебита скважин.
         Как правило, на месторождениях с большим содержанием воды в нефти, на первой ступени обезвоживания нефти используется холодное гравитационное отстаивание – трубные водоотделители (ТВО), позволяющие осуществлять путевой сброс попутно–добываемой воды непосредственно в районах расположения объектов нефтедобычи.
Водоотделители (ТВО) могут размещаться в полевых условиях, вблизи расположения кустов добывающих скважин, в районах расположения блочных кустовых насосных станций (БКС) системы поддержания пластового давления, либо на площадках ДНС (дожимных насосных станций) или ЦПС (центральных пунктов сбора), не требуют дополнительного обслуживания, изготавливаются из обычных стальных труб диаметром от 1020 до 1420 мм. Трубные водоотделители позволяют значительно сократить протяженность водоводов в системе поддержания пластового давления и повысить качество сбрасываемой воды по количеству нефтепродуктов и механических примесей, так же сокращается необходимое количество вертикальных резервуаров (примерно на 70%).
         Применение ТВО целесообразно на объектах добычи нефти с высокой обводнённостью. Давление в аппарате составляет до 2,0 МПа. ТВО проектируются таким образом, что линейная скорость движения водной фазы вниз не превышает 0,15 м/с, а время движения не менее 600 с. Согласно принятых схем угол наклона трубы ТВО составляет порядка 4°. Считается, что установки ТВО могут обеспечить остаточное содержание нефти в воде для угленосных и девонских нефтей не более 50 мг/л.
         Гидравлическая схема ТВО обеспечивает движение предварительно расслоенных нефти и воды в противоположных направлениях, что позволяет разделить аппарат по длине на отдельные отстойные зоны и создать для каждой фазы благоприятные условия разделения.
Вместе с тем, как в горизонтальных, так и в наклонных разделителях обеспечивается неполный сброс воды из-за отсутствия регулирования в них межфазного уровня. В связи с этим отвод воды из трубных разделителей устанавливается по производительности откачивающих насосов КНС.
Оставшееся количество свободной воды вместе с отстоявшейся нефтью выводится в нефтепровод и транспортируется под собственным давлением или дожимными насосами на ЦПС для дальнейшей подготовки.
Для предотвращения попадания нефтяной фазы в водный коллектор, сбоя в работе системы поддержания пластового давления и потерь добытой нефти в последние годы разработаны регуляторы межфазного уровня, основанные на гидростатическом принципе поддержания одинакового водораздела в ТВО и регуляторе.
         Трубный водоотделитель выполняет также функцию буфера, стабилизирующего поток, при неравномерном поступлении газоводонефтяного потока, свойственных рельефной местности.
         Возможна работа трубного разделителя в двух вариантах с отводом отделившегося газа в сборный газопровод и с возвратом в поток нефти, транспортируемой в нефтесборный пункт. Для компенсации неравномерного поступления эмульсии в пункты сбора, вызванного расслоением фаз в рельефных трубопроводах, трубные разделители на входе оснащаются успокоительными коллекторами (депульсаторами) и устройствами предварительного отбора газа. Частично обезвоженная нефть направляется на дожимную насосную станцию или УКПН (установка комплексной подготовки нефти). Пластовая вода после отвода из отстойника за счет избыточного давления направляется на БКНС (блочная кустовая насосная станция).
          ООО «Диплайн» предлагает полный комплекс работ по строительству установки ТВО «под ключ» начиная с момента проектирования до пуска в работу: проектирование, изготовление и строительство, монтаж, пуско-наладку (отсыпка площадки, забивка свай, строительство установки, АСУ ТП, ограждения, видеонаблюдения – 2 мес. (в зависимости от сезона).

Обратная связь

Отправляя заявку, вы соглашаетесь на обработку персональных данных