МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТ.,ефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО СЕПАРАЦИИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЕЙ РД 39-1-620 - 8!

1982

ман«с?еретво нефтяной лрсглкзлеяяостя ШШШТнвфть

Утвержден Заместителем министра нефтяной вромышшкноотя А.В.Валгханош* 19 ноября 1981г.

руководшщй дскзмшт

МЕтодичаош УКАЗАНИЯ во СШАРАДЖ1 ОШОДШШЫХ

нефтей

РД 39-1-^20-81

т&

10

заключенные в оболочку воды. Выделение газа из таких включений еще более затрудняется.

2.4.    Множественные эмульсии по характеру осложнений, сопутствующих процессу выделения из них свободного газа, следует рассматривать как обратные эмульсии.

2.5.    Таким образом, по характеру влияния водной фазы на газоотделение, водонефтяные эмульсии условно можно подразделить следующим образом:

а)    эмульсии обратного типа с обводненностью до 30-40$ об, которые в процессах сепарации практически ведут себя как безводные нефти;

б)    эмульсии обратного типа с обводненностью от 30-40$ до критической, а также множественные эмульсии. Для улучшения условий выделения газа из подобного типа эмульсий необходимо применение технологических методов воздействия с целью уменьшения вредного влияния дисперсной водной фазы путем снижения ее концентрации и приближения процесса к условиям сепарации безводных нефтей;

в)    эмульсии прямого типа с обводненностью нефти выше критической и кинетически неустойчивые.

Также эмульсии условно кйкно разделить на два типа.

Эмульсии, в которых после разделения содержание дисперсной водной фазы в нефтяном слое составит не выше 30-40$ об, можно рассматривать в процессе сепаратен аналогично безводной нефти.

Эмульсии, в которых после расслоения нефтяная фаза содержит диспергированной воды больше 30-40$, по условиям сепарации приравниваются к высококотгентрированнум обратным эмульсиям с учетом особенностей, присущих прямым эмульсиям.

II

з,- МЕТОДУ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГАЗО-ВОДО-НЕсеГЯНУЕ ЭМУЛЬСИИ

3.1.    Отрицательное влияние диспергированной водной фазы на пропесс гаэоотделения может быть снижено следующими методами:

а)    снижением концентрации водной фазы;

б)    разрушением водонефтяной эмульсии, то есть понижением ее агрегативной и кинетической устойчивости с целью осуществления частичной деэмуяьсации.

3.2.    Снижение концентрации водной фазы в эмульсии может быть достигнуто компаундированием потоков обводненных и безводных нефтей, поступающих с месторождения по разным трубопроводам, или рециркуляцией части обезвоженной нефти с установки подготовки нефти (УПН). Экспериментально установлено, что этот метод позволяет достигнуть требуемого качества сепарации жидкости

(по содержанию остаточного свободного газа - ht_r) при времени пребывания жидкости в аппарате в 3-5 раз меньшем, чем необходимо для сепарации данной обводненной нефти /20/;

Разрушение водо-нефтяной эмульсии с цепью ее дегазации может быть осуществлено различными путями:

а)    подачей реагента (ПАВ) в высококонцентрированную во-донефгяную эмульсию, что приводит к ее частичной дезмульсации;

б)    подачей дренажной воды е остаточным содержанием ПАВ, сбрасываемой с УШ. Это приводит к ускорению частичной деэмуль-сапии нефти;

в)    подогревом эмульсии до температуры, при которой возможна ее деэмульсация.

На практике является целесообразным использование сочетания этих методов в соответствии с имеющимися возможностями и эффективность» в разные периоды эксплуатации месторождений.

12

Не исключается применение других методов воздействия (электрического поля, ультразвука и т.п.).

4. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЦЕССУ ЙРИ СЕПАРАЦИИ ОБВОДНЕННЫХ НМГЕЙ

4.1.    Исходя из современных представлений о процессах разделения нефти, газа и воды, требования к ведению процесса сепарации обводненных нефтей могут быть сформулированы следующим образом:

а)    подготовка продукции скважин к разделению путем физи-ко-термичеокого и гидродинамического воздействия на КС в подводящих трубопроводах в процессе промыслового транспорта в пункты обора и подготовки;

б)    предварительное расслоение фаз в конечном участке системы сбора;

в)    использование узда предварительного разделения (де-пульсатора) для отделения основного количества газа;

г)    обеспечение условий спокойного движения газо-водонефтяной смеси во всех елементах сепарациэнногс уела, исключающих турбулизацию потоков, взаишое^; перемешивание фаз.

д) совмещение окончательного отделения свободного газа из продукции скважин с часть лш ее обезвоживанием в сепараторе I ступени, а при необходимости, в Последующих аппаратах.

4.2.    Подготовка газо-водс -нефтяной смеси должна- включать использование методов воздействия, позволяющих осуществлять частичную деэмульсацию, так чтобы остаточное содержание дисперсной водной фазы в нефти на входе в аппарат составило не более

30-40# об. (в нефтяном сдое расслоенного потока).

13

4.3. Количество требуемой для разбавления.безводной нефти (или нефти с меньшей обводненностью) определяется зясперя-ментально.

На стадии проектирования при отсутствии экспериментальных данных для расчета коммуникаций следует принимать предел снижения обводненности исходной эмульсии за счет разбавления до 30-40$ об.

5. ТРЕБОВАНИЯ К КШСЯРУКЦИИ АППАРАТОВ

5.1.    При сепарации обводненных нефтей без частичного обезвоживания могут быть использованы блочные автоматизированные селараиионные установки, укомплектсванные депульсаторами и выносными каплеуловителями (тип УБС, разработчики "ТатНИИнефтемаш",, ВНИИСПТнефть, завод-изготовитель* ПО "Салават-нефгемапЛ.

5.2.    При использовании совмещенной технологии должны применяться универсальные сепараъионные установки, обеспечивающие непрерывность процессов отделения газа и воды. В соответствии

с этим назначением к их конструкции предъявляются следующие требования (рис.З):

а)    использование депульсатора в качестве узла, обеспечивающего отвод основного количества газа, а также послойный ввод обратной эмульсии и свободной воды раздельными потоками в соответствии с их плотностью;

б)    обеспечение равномерного распределения потоков жидкости по сечению аппарата за счет*¹ использования перфорированных перегородок или других устройств;

в)    применение экранов и отборных перфорированных патрубков ка выходе аппарата для исключения взаимного влияния выходящих потоков газа, нефти и воды на унос дисперсной фазы;

<yh
Рис. 3. Принципиальная схема сепарачконной установки при работе по совмещенной технологии сепарации газа и предварительного сброса вода, (с указанием расположения точек отбора проб)

15

г) обеспечение плавного и непрерывного регулирования границ раздела газ-нефть и нефть-вода с помощью надежных датчиков уровня.

б. ВЫБОР ТЕИКШОПИЕСКОЙ СХЕМЫ И ИСХОДНЫХ

ДАННЫХ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СЕПАРдаННЫХ УЗЛОВ

6.1 * На стадии проектирования сепарационного узла должен быть определен объем продукции скважин и физико-химические свойства (нефти, газа, воды) с прогнозной оценкой изменения их в процессе разработки месторождения. На основании этих данных обосновывается технологическая схема сепарационного узла, целесообразность совмещения процессов газоотделения и водоотделения и осуществления та в промежуточных или,центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды с учетом комплексного решения вопросов их технологического оснащения, утилизации тепла, использования реагентов, дренажных и сточных вод и т.д.

6.2. Выбор технологической схемы и расчет элементов узла предварительного разделения продукции скважин должен осуществляться в соответствии с РД 39-159-79 /19/, ^м Руководством . по проектированию сепарационных узлов нефтяных месторождений*/!/ и данными Методическими указаниями, в которых предусмотрены рекомендации по обеспечению непрерывности процесса разделения в системе трубопровод-сепаратор и предотвращения? вторичного перемешивания и эмульгирования фаз. В связи с этим сепарационная установка должна включать следующие функциональные элементы (рис.4):

а)-узел распределения и технологического воздействия (УР);

61 успокоительный коллектор или концевой делитель фаз

(AW

.д варите л ьного отбора гада (дспульСАтора-ДГП;

Н - нефгь обезвоженная; Гт - газ I ступени _ сепарации; Г₂ - газ ГГ ступени селарапии; Bg - иода после установки предварительного оо&эвгжн&яняяi Д,— вода после Аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания: Вс - загрязненные сточные воды на очистку шламопровод; ? - реагент    ^-/’

17

г)    технологическую емкость (С-1);

д)    выносной каплеуловитель (ГС).

6.3. Для обеспечения работоспособности рассматриваемой схемы при разделении обводненных нефтей в сепарационном узле должна быть предусмотрена возможность использования технологических методов воздействия на продукцию скважин.

Выбор методов из числа рассмотренных в разд.З осуществляется с учетом физико-химических свойств продукции на данной стадии разработки месторождения, комплексного рассмотрения совместной работы системы сбора и установок подготовки нефти, трудоемкости, технологичности я возможности их применения при наименьших капитальных и эксплуатационных затратах С последующей экспериментальной корректировкой.

При этом должны учитываться возможные отрицательные последствия применения различных методов на интенсивность коррозии, стабильности эмульсии и т.п. в последующих звеньях системы сбора и подготовки (трубопроводах, аппаратах, центробежных насосах и т.д.).

Ввод ПАВ, дренажной воды, нефти и других технологических жидкостей осуществляется в узле приема, распределения и технологического воздействия.

При необходимости более раннего воздействия на ГЖС (на устье скважин, групповых установках и других промежуточных точках) мэс*о ввода определяется экспериментально.

6.4. Исследования, проведенные ВНИИСПТнефть, показали, что из эмульсии, подвергшейся термохимическому воздействию в сепарапионных емкостях , а в ряде случаев - в децулъсаторах и подходящих коллекторах-выделяется свободная вода. Далее после выхода ю сепараторов первой ступени нефть и свободная выделившаяся вода при совместном их движении до поступления в аплара-

18

ты предварительного сброса воды подвергаются вторичному диспергированию и интенсивному перемешиванию в распределительных и технологических трубопроводах, запорной и регулирующей .арматуре. Все эти факторы снижают эффективность отделения газа, предварительного обезвоживания и отрицательно влияют на качество сбрасываемой воды»

На основании изложенного следует считать целесообразным в отдельных случаях совмещать процессы отделения остаточного газа "и предварительного сброса воды в одном аппарате, не допускам в нем вторичных процессов перемешивания воды и нефти» Следует подчеркнуть, что принцип предварительного сброса воды последовательно в технологической цепочке подготовки нефти является универсальным, поскольку многократно снижается нагрузка на сепараторы П и Ш ступеней» печи, отстойники, резервуары и повышается их эксплуатационная надежность» а в отдельных случаях часть перечисленного оборудования может быть исключена из технологической схемы.

При правильном выборе ПАВ и других методов воздействия, а также режима движения г&эо-водо-нефтяной эмульсии по трубопроводам оо многих случаях удается на стадии предварительного сброса получить воду с минимальным содержанием диспергированной нефти и механических примесей, позволяющим использовать ее для закачки в нагнетательные скважины.

6.5. В технологической схеме сохраняется принцип формирования сепарациокного узла из параллельных автономных цепочек (потоков), позволяющих осуществлять:

а? раздельную сепарацию безводных, малообводненных и *ы-сокообБОДненных нефтей; .

б) смешение нефтей с различной обводненностью в целью разбавления концентрации эмульсии;

19

в) дифференцированный по потокам ввод технологических жидкостей (дренажной, воды, горячей нефти и воды, ПАВ ит.д.).

6*6. Объем сепараторов и соответствующее заданной су шар--ной производительности сепарационного узла количество аппаратов и автономных потоков определяется на основании экспериментальных данных* полученных на промышленных установках данного месторождения иди по аналогии с месторождениями с близкими физико-химическими свойствами продукции скважин и условиями добычи. В случае отсутствия экспериментальных данных время пребывания жидкости в сепараторе ориентировочно можно принять согласно таблице I с последующим уточнением в период эксплуатации.

Таблица I.

Ориентировочное время пребывания жидкости в аппарате в зависимости от типа нефти и характера технологического процесса

! Ориентировочное время пребывания Вязкость    1 жидкости в    аппаратах, мин.

1^в газонефтяном    !    в аппаратах при

2/ ‘    {сепараторе    !    совместном гаэо-

10"%г/с    j    |    водоотделении

Легкая 830    до 10    до 5    до 20

Средняя    830+870    10-30    5-8    25-30

Тяжелая    более 870    более    30    10-15    40-50

Пенистая    10-15

Настоящие Методические указания разработаны в институте ИШСПТкефть и предназначаются для научно-исследовательских и проектно-конструкторских организаций, занимающихся вопросами изучения процесса сепарации, совершенствованием сэпараддонной техники и технологии, икхэперно-технических работников нефтедо-бываилах управлений при эксплуатации и обустройстве нефтяных месторождений,

Б работе рассматриваются особенности сепарации обводненных иофтей, основные технико-технологические мероприятия, использование которых способствует повышению эксплуатационной надежности и эффективности работы сеnapatдонных установок технологических комплексов обора и подготовки нефти, газа и воды нефтяных адстородданий.

Работа выполнена под руководством д.т.н. Репина Н.Н., д.т.н.Тронопа В.П., Каштанова А.А., к.т,н,Марикина if.C.i* к.т,я. Крюкова В.А,

Ответственный исполнитель - Абрамова А.А.

2 работе йрпншали участие: Гаява 5l,r., к.т.н.Савватеев Ю.Р., >Мыева С.Ы., Каснрова Г.М.

20

7. ВЫВОД УСТАНОВКИ НА ОПТШАЛЬНЫЙ РЕЖИМ И ПОДДЕРЖАНИЕ ЕГО В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

7.1* Для проведения исследований при*выводе установки на оптимальный режим и периодического контроля сепарационный узел оснащается пробоотборными устройствами по схеме, выполненной в соответствии с РД-39-01-61-78 и дополненной с учетом работы установки на обводненных нефтях и совмещения процессов газо-водо-отделения( рис.ЗЬ

7.2.    Для оценки работы сепарационного узла основные параметры процесса анализируются .согласно таблице 2. Кроме того определяются и фиксируются режимные показатели работы установки: нагрузка по жидкости и газу* давление, температура; количество

и температура дренажной воды,⁴ количество и температура теплоносителя; тип и расход реагента; количество безводной нефти для разбавления эмульсии. Анализируется рабочее состояние сепарационного узла.

7.3.    В случае нарушения режима работы и отклонения качественных параметров от заданных значений, ввиду увеличения обводненности продукции скважин и недостаточной ее подготовки для обеспечения нормальных условий выделения газа, применяют технологические методы воздействия.

7.4,    При подгг^говке ГЯГ^, т.е. снижении концентрации дисперсной водной фазы в нефти до 30-4QS об., в первую очередь следует учесть воэмо;.сность утилизации тепла и реагента дренаж;шх вод с установок подготовки нефти.

7.5,    При недостаточном количестве дренажной воды,или ее отсутствии (ДНО для снижения стабильности эмульсии следует использовать репиркуляцион! то горячую воду, нефть, эмульсию, учитывая изменение их свойств при нагреве,при этом определяются

РУКОВОЩИЙ ДОКУМЕНТ

миодачвскиЕ указания по сепарации птаода-ЕЖьк НЕШТЕЙ

РД 39-1-62081

Приказом Министерства нефтяной промышленности от 2 декабря

№ 644 _    срок* введения о 15 >01 >83    _

срок действия до 3|987 года _

Вводится впервые

Настоящие Методические указания распространяются на се-параг тонные установки технологических комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений и направлены на повышение эффективности их работы и интенсификацию процесса первичного разделения продукции скважин*

I. ОНЦИЕ ПОЯОШМЯ

1.1* Характерной особенностью разработки нефтяных месторождений является прогрессирующее обводнение продукции нефтяных скважин зо времени, которое, как показала практика и проведенные исследования* существенно влияет на процесс газосе-парации вследствие увеличения вязкости среды и других нежели^ тельных явлений (флотационные процессы, структурообразующие свойства эмульсий и т.п.).

Прогнозирование свойств смеси и склонности ее к гаэоряз-делению на различных стадиях разработки месторождений из-за недостаточной изученности, сложности пронесся имее* низкую достоверность. Поэтому при проектировании сепарапионных установок необходимо предусматривать возможность оперативного изменения

4

технологических схем й параметров этого процесса с целью его оптимизации.

1.2.    Основные принципы обеспечения технологической мобильности и надежности сеп&рапионных установок изложены в "Методическом руководстве по проектированию сепарационных узлов нефтяных месторождений и конструированию газонефтяных сепараторов", утвержденном Министерством 19 ноября 1976 Г. [ij. Эти принципы положены в основу унифицированной технологической схемы сепарапионного узла и заключаются в следующем:

а)    использование конечных участков сборных трубопроводов для подготовки ИКС к разделению;

б)    обеспечение оптимальных гидродинамических условий в сепараиионных установках за счет равномерного распределения продукции скважин по аппаратам, раздельного ввода в них нефти и газа (с помощью депульсаторов), а также за счет блочности и агрегатирования узлов к элементов, позволяющих осуществлять требуемую реконструкцию узлов сепаратуисиного комплекса;

в)    использование технологических методов воздействия на ГЖС в пунктах приема и распределения для изменения их физикохимических свойств.

1.3.    Наличие в нефти водной фазы и эмульсионной структуры оказывает существенное влияние на эцделёние пузырьков газа. Содержание свободного газа в жидкости в различных элементах установки и на ее выходе характеризуется концентрацией- коэффициентом уноса свободного газа Кг , которым определяется эффективность процесса гаобсепарации за данный промежуток вре-

мени:

м³/1000 м³ или % об. *

5

где    -    количество    свободного    газа при Р_сеп и Т_сеп в

объеме нефти;

(Я_н - объем нефти при Р и Т сепарации*

В связи с этим в Методических указаниях основное внимание уделено вопросу сепарации из жидкости свободного газа.

1.4. В настоящих ^Методических указаниях” на основании проведенных исследований изложены основные особенности сепарации обводненных нефтей и методы поддержания эффективности процесса*

2. ОСОБЕННОСТИ СЕПАРАЦИЙ ОБВОДНЕННЫХ НЕЖЕЙ '

2.L Выделение газа из трехфазных смесей имеет ряд особенностей, которые обуславливаются присутствием водной фазы.

На границах раздела нефть-вода , нефть-газ образуются поверхностные слои, свойства которых отличаются от свойств как дисперсионной среды, так и дисперсной фазы. Состояние поверхностного слоя зависит от физико-химических свойств дисперсной и дисперсионной сред, количества и типа природного стабилиэаг-тора и определяет скорость коалесценции капель нефти, глобул воды, пузырьков газа.

Нефтяные эмульсии делятся на два типа: прямые и обратные* Обводненность эмульсии, при которой обратная эмульсия вода в нефти переходит в прямую (нефть в воде ), называется критической и составляет для большинства нефтей 50+80!!. .

Явления, сопутствующие процессу сепарации из прямых и обратных эмульсий, имеют свои особенности.

2.2. В обратных эмульсиях процесс образования, роста и ВС1ХЛЫТИЯ газовых пузырьков в основном происходит в сплошной среде (нефти), но в стесненных условиях, вызванных приеутствк-

6

ем диспергированных в ней капель воды, сопровождается следующими явлениями:

замедляется процесс массообмсна, что отрицательно сказывается на росте пузырьков и процессе разгазирования нефти;

подъем пузырька газа сопровождается многократным столкновением с каплями воды, что изменяет траекторию его движения, увеличивает путь и, следовательно, время всплытия;

при подъеме пузырьков в концентрированной обратной эмульсии наблюдается защемление их каплями веды, подъем их замедляется или прекращается;

адсорбционные силы взаимодействия между поверхностными оболочками газовых пузырьков и капель воды способствуют возникновению процесса флотации. При флотации капель воды пузырьками газа скорость подъема пузырька будет определяться соотношением действующих на них подъемных сил (И может принимать в отдельных случаях отрицательные значения).

Суммарное действие рассмотренных факторов начинает заметно проявляться при обводненности нефти 30-40$. При дальнейшем росте концентрации водной фазы,вплоть до критической (60-80$),наблюдается, к?к правиле, резкое увеличение эффективной вязкости и влияния структурных свойств водонефтяной эмульсии. Это сопровождается снижением пропускной способности се-ларационных установок из-за повышения уноса свободного газа ( &г) потоком выходящей из них жидкости. Имеются промысловые данные, свидетельствующие о том, что в некоторых случаях требуемая степень отделения газа из высоковязких гкзо-водо-нефгя-ных эмульсий не достигается доже при увеличении времени пребывания их в сепараторе до 40 минут. Данные о характере влияния обводненности нефти на процесс вцделения газа, полученные на лабораторной и промысновых установках, поибедэны на рис. I.

Кг, од% №

W

НО

ЛЛ

т

10

6.0

ко

НО

Рио. I. Зависимость количества свободного газа в жидкости от обводненности нефти после 10 минут отстоя

1,2,3 - вязкость нефти, соответственно 10,8; 31,4 и 97 • 10® н сек/м²

8

2.3. Эмульсии прямого типа кинетически неустойчивы. В сепараторах, вследствие частичной сегрегации, они образуют два слоя: верхний, представляющий собой обратную эцульсию₎ и нижний - воду. Капли вода при осавдении образуют на границе раздела нефть-вода промежуточный слой, устойчивость и плотность упаковки которого зависит от дисперсности капель, физикохимических свойств трехфаэной смеси, содержания мехпримесей, частиц асфальтенов и твердая парафинов, адсорбирующихся на поверхности пленок нефти и вода.

При подаче газожидкостной смеси в зону сепаратора, расположенную ниже'границы раздела нефть-вода . создаются условия барботажа. Вследствие этого крупные газовые пузырьки увлекают в слой обратной эмульсии воду в виде шлейфов. Это приводит к образованию вторичной эмульсии в нефтяном слое я снижению ско-, рости подъема пузырьков. Более мелкие газовые пузырьки при движении через границу раздела задерживаются в промежуточном слое между глобулами вода, образуя скопления (агрегаты). При достижении определенных размеров зги агрегаты пузырьков способны прорывать промежуточный слой, увлекая за собой еще большее количество вцда. Явления, сопутствующие подъему пузырьков через границу раздела вода-нефть , проиллюстрированы на рис.2.

В тон случае, если процесс разгазирования нефти происходит в водном слое ниже границы раздела нефть-вода, процесс еще более усложняется. К границе раздела подходят капки нефти с заключенными внутри их в верхней части пузырьками газа. При прохождении границы раздана вода-нефть, эти образования, подобно газовому пузырьку, увлекают шлейфы воды в нефтяную фазу.

В результате этого в нефтяном слое появляются включения, состоящие из пузырька газа, находящегося внутри капли нефти, и