Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

28 страниц

300.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Методические указания распространяются на сепарационные 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.

Действие завершено 01.01.1987

Оглавление

1. Общие положения

2. Особенности сепарации обводненных нефтей

3. Методы воздействия на газо-водо-нефтяные эмульсии

4. Требования к технологическому процессу при сепарации обводненных нефтей

5. Требования к конструкции аппаратов

6. Выбор технологической схемы и исходных данных для проектирования сепарационных узлов

7. Вывод установки на оптимальный режим и поддержание его в процессе эксплуатации

Литература

Показать даты введения Admin

Страница 1

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТ.<ефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО СЕПАРАЦИИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЕЙ РД 39 -1 - 620 - 81

1982

Страница 2

пиннсгерстао нефтяной прс?валюгаости ШИИОПТнвртъ

Утвержден Эвмвотятвяем министре нефтяной пройысшекноотн А.В.Валвханорцх 19 поября 1981г.

рукоюдшшй даэмвге

МЕТОДИЧйСКИЗ УКАЗАНИЯ ПО СШАРАЦИИ ОНЭОДШШЫХ НЕйТЗЙ

РД 39-1-620-81

1982

Страница 3

Настоящие Методические указания разработаны в институте ШКИСПТнеоть и предназначаютоя для научно-исследовательских и прооктио-копструкторских организаций, занимающихся вопросами изучения процесса сепарации, совершенствованием свпарационной техники и технологии, инженерно-технических работников нефтедо-бивахлях управлений при эксплуатации а обустройстве нефтяных месторождений.

В работе тассматривоотся особенности сепарации обводненных Норгей» основные технико-технологические мероприятия, использование которых способствует повышению эксплуатационной надежности в эффективности работы сепарахдаонных установок технологических комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтяных юстороздоняй.

Работа выполнена под руководством д.т.н. Репина Н.Н., д.т.н.Тронопа В.П., Калггаяова А.А., к.т.н,Маринина    к.т.и.

Крюкова В.А.

Ответственный исполнитель - Абрамова А.А.

В роботе принимали участив: Гаяза М,Г., к.т.н.Савватвев Я.Н., Адашева C.U., Иаснрова Г.М,

Страница 4

руководящий ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО СЕПАРАЦИИ ^ГВОДНЕНКЫХ НЕЯТЕЙ РД 39-1-620-81

Приказом Министерства нефтяной промышленности от 2 декабря fry    срок введения о 15.01 >82

срок действия до 1937 гола_

Вводится впервые

Настоящие Методические указания распространяются на се-парапяонные 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. ОВДИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Характерной особенностью разработки нефтяных месторождений является прогрессирующее обводнение продукции нефтяных скважин ао времени, которое, как показала практике и проведенные исследования, существенно влияет на процесс газосе-парации вследствие увеличения вязкости среды и других ножела-'тельмых явлений (флотационные процессы, структурообразующие свойства эмульсии и т.п.).

Прогнозирование сгойств смеси и склонности ее к г&эоряз-делению на различных стадиях разработки месторождений из-за недостаточной изученности, сложности пропасся имее* низкую достоверность. Поэтому при проектировании сепярапионных установок необходимо предусматривать возможность оперативного изменения

Страница 5

4

технологических схем и параметров этого процесса с целью его оптимизации.

1.2.    Основные принципы обеспечения технологической мобильности и надежности сепарапионных установок изложены в

"Методическом руководстве по проектированию сепарапионных узлов нефтяных месторождений и конструированию газонефтяных со-

г ■*

параторор", утвержденном Министерством 19 ноября 1976 г. (IJ. Эти принципы положены в основу унифицированной технологической схемы сопара?шонного узла и заключаются в следующем:

а)    использов£шие конечных участков сборч.-тх трубопроводов для подготовки ГЖС к разделению;

б)    обеспечение оптимальных гидродинамических условий в сепарапионных установках за счет равномерного распределения продукции скважин по аппаратам, раздельного ввода в них нефгги * газа (с помощью депульсаторов), а также за счет блочности и агрегэтиропания узлов и элементов, позволяющих осуществлять требуемую реконструкцию узлов сеиарациснного комплекса;

в)    использование ■"синологических 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 заявление пузырьков газа. Содержание свободного газа в жидкости в различных злемснтах установки и на ее выходе характеризуется концентрацией- коэффициентом уноса свободного газа Иг , которым определяется эффективность процесса гаоосепарапии за данный промежуток времени:

■ь

|/э/1 ООО М3 ИЛИ % об. |

Страница 6

5

где fy- - количество свободного газа при и Тсеп в объеме нефти;

&н - объем нефти при Р и Т сепарации.

В связи с этим d Методических указаниях основное внимаг-ние 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. ХОБШНОСТИ СЕПАРАЦИИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЕЙ

2.1* Вьщеление 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 стабилизатора и определяет скорость коалесценции капель нефти, глобул воды, пузырьков газа.

Нефтяные эмульсии делятся на два типа: прямые и обратные. Обводненность эмульсии, при которой обратная зцульсия вода в нефти переходит в прямую (нефть в воде ), называется критической и составляет для большинства нефтей 50*805б.

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

2.2. В обратных эмульсиях процесс образования, роста и вС|1пытия газовых пузырькор в основном происходит в сплошной среде (нефти), но в стесненных условиях, вызванных присутстви-

Страница 7

в

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 пузырька^-ми газа скорость подъема пузырька будет определяться соотношением действующих на них подъемных сил Ы может принимать в отдельных случаях отрицательные значения).

Суммарное действие рассмотренных факторов начинает заметно проявляться при обводненности нефти 30-40&. При дальнейшем росте концентрации водной фаэн,вх1лоть до критической (G0-80&),наблюдается, к?к правиле, резкое увеличение эффективной вязкости и влияния структурных свойств водонефтяной эмульсии. Это сопровождается снижением пропускной способности се-парацконных 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 кэ высоковязких газо-водо-нефтяных эмульсий не достигается даже при увеличении времени пребывания их в сепараторе до 40 минут. Данные о характере влияния обводненности нефти на процесс выделения газа, полученные на лабораторной и промысловых установках, поибедэны на рис. I.

Страница 8

?

Кг, од%

Рис. I. Зависимость количества свободного газа в жидкости от обводненнооти нефти после 10 минут отстоя

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

Страница 9

8

2.3. Эмульсии прямого типа кинетически неустойчивы. В сепараторах, вследствие частичной сегрегации, они образуют два слоя: верхний, представляющий собой обратную эмульсию, и нижний - воду. Капли воды при ос ведении 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 твордых парафинов, адсорбирующихся на поверхности пленок нефти и воды.

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 и снижению ско-. рости подъема пузырьков. Более мелкие газовые пузырьки при движении через границу раздела задерживаются в промежуточном слое между глобулами воды, образуя скопления (агрегаты). При достижении определенных размеров эти агрегаты пузырьков способны прорывать промежуточный слой, увлекая за собой еще большее количество воды. Явления, сопутствующие подъему пузырьков через границу раздела вода-нефть , проиллюстрированы на рис.2.

В том случав, если процесс разгавирования нефти происходит в водном слое ниже границы раздела нефть-вода, процесс еще более усложняется. К границе раздела подходят капйи 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

Страница 10

Рис. 2. Схема прохождения пузырьков газа через границу раздела вода - нефть

Страница 11

10

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

2.4.    Множественна 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)    э^льсии обратного типа с обводненностью от 30-405? до критической, а также множественные эмульсии. Для улучшения условий выделения т'аэа из подобного типа эмульсий необходимо применение технологических методов воздействия с целью уменьшения вредного влияния дисперсной водной фазы путем снижения ео концентрации и приближения процесса к условиям сепарации безводных нефтей;

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

Также эмульсии условно мбкно разделить на два типа.

Эмульсии, в которых после разделения содержание дисперсной водной фазы в нефтяном слое составит не выше 30-405? об, можно рассматривать в процессе сепаратдаи аналогично безводной нефти.

Эмульсии, в которых после расслоения нефтяная фаза содержит диспергированной воды больше ЗО-40&, по условиям сепарации приравниваются к выококотгенгрироволиым обратным эмульсиям с учетом особенностей,присущих лрялл/ эмульсиям.

Страница 12

II

3. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГА30-В0Д0-НВДГЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ

3.1.    Отрицательное влияние диспергированной водной фазы на пропесс газоотделения 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 дезпульсации.

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

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

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

а> подачей реагента (ПАВ) в высококонцентрированную во-донефгяную эмульсию, что приводит к ее частичной деэмульса!П«и;

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

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

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

Страница 13

12

Не исключается применение других методов воздействия (електри-ческого поля, ультразвука и т.п.).

4. ТРЕБОВАНИЯ К ТШОЛОГИЧВСКОМУ ПРОЦЕССУ ПРИ СЕПАРАЦИИ ОБВОДНЁННЫХ НОТЕЙ

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

а)    подготовка продукции скважин к разделению путем физико-термического и гидродинамического воздействия на ТЫС в подводящих трубопроводах в процессе промыслового транспорта в пункты сбора и подготовки;

б)    предварительное расслоение фаз в конечном участке системы сбора;

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

г)    обеспечение условий спокойного движения газо-водонефтяной смеси во всех елементах сепарациэнного уела, исключающих турбулизафв) потоков, взаимное перемешивание фаз.

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

4.2.    Подготовка газо-водо-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 слое расслоенного потока).

Страница 14

13

4.3. Количество требуемой для разбавления безводной неф-ти (или нефти с меньшей обводненностью) определяется экспериментально.

На стадии проектирования при отсутствии экспериментальных данных для расчета коммуникаций следует принимать предел снижения обводненности исходной эмульсии за счет разбавления до 30-4C# об.

5. ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ АППАРАТОВ

5.1.    При сепарации обводненных нефтей без частичного обезвоживания могут быть использованы блочные автоматизированные селарапионные установки, укомплектсванные деггульсаторами и выносными каплеуловителями (тип УБС, разработчики "ТатНИИнефтемадГ, ВКИИСПТнефгь, завод-изготоьитель-ПО'Салават-нефтемадЛ.

5.2.    При использовании совмещенной технологии дол:*ну применяться универсальные сепараъчонные 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*использования перфорированных перегородок или других устройств;

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

Страница 15

Fmc. 3. Приникпи.гяьнач схема сопарапконноЯ установки при работе

по ссвме-зенной технологии сепарации газа и предварительного сброса вода.

(с указанием расположения точек отбора проб)

Страница 16

15

г) обеспечение плавного и непрерывного регулирования границ раздела газ-нефгь и нефть-вода с помощью надежных дат-1 чиков уровня.

6. BUBCP ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ И ИСХОДОВ

ДАННЫХ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СЕПАРАЦИОННЫХ УЗЛОВ

6.1* На стадии проектирования сепарационного узла должен быгь 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 гаэоотделения и водоотделения и осуществления чх 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/, '* 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 сепарационння установка должна включать следующие функциональные элементы (рис.4):

а) узел распределения и технологического воздействия (УР);

61 успокоительный коллектор ипи кок’еьой делитель фаз

(АТ)

.дваритепьного отбора газа (допульсятора-ДЛ);

Страница 17

дариант/

16

Рис. 4. Технологические схемы предварительного

разделение продукции скважин

Ht - нефть (tocae I ступени сепарации:

Ко - нефть после П ступени сепарании;

Н* - не^гь обезвоженная; Гг - газ I ступени J сепарации; Гр - газ П1ступени селярачии; Во - вода после установки предварительного обезвоживания; В - вода посяе аппаратов глубокого обезвоживание и обессоливания; Вс - загрязненные сточиые воды на очистку;

ПТ' - тламопровод; ? - реагент

Страница 18

T7

г)    технологическую емкость (С-1);

д)    выносной каплеуловитель (ГС).

6.3. Для обеспе'.ения 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 и 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 ПАЗ, дренажной воды, нефти и других технологических жидкостей осуществляется в узле приема, распределения и технологического воздействия.

При необходимости более раннего воздействия на ГНС (на устье скважин, групповых установках и других промежуточных точках) место ввода определяется экспериментально.

6.4. Исследования, проведенные ВНИИСПТнефть, показали, что из эмульсия, подвергшейся термохимическому воздействию в сепаранионных емкостях , а в ряде случаев - в депульсаторах и подходящих коллекторах-выделяется свободная вода. Далее после выхода и-» сепараторов первой ступени нефть и свободная выделившаяся вода при совместном их движении до поступления в аппара-

Страница 19

18

ты предварительного сброса водь* подвергаются вторичному дис-пергированию и интенсивному перемешиванию в распределительных и технологических трубопроводах4 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 вода в одном аппарате, не допускал в нем вторичных процессов перемешивания воды и нефти. Следует подчеркнуть, что принцип предварительного сброса воды последовательно в технологической пепочке подготовки нефти является универсальным, поскольку многократно снижается нагрузка на сепараторы П и Ш ступеней, печи, отстойники, резервуары и повыла-ется 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 газо-водо-нефтяной эмульсии по трубопроводам зо 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 сепарапионного узла из параллельных автономных цепочек (потоков), позволяющих осуществлять:

а)    раздельную сепарацию безводных, мялообводненных и высок ообводненнык нефтей; .

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

Страница 20

19

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

6.6. Объем сепараторов и соответствующее заданной суммарной производительности сепараттионного узла количество аппаратов и автономных потоков определяется на основании экспериментальных дачных, полученных на промышленных установках данного месторождения или по аналогии с месторождениями с близкими физико-химическими свойствами продукции скважин и условиями добычи. В случав отсутствия экспериментальных дшшых 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 промесса

f

Тип ! нефтей ! I ! !

Плотность

кг/м3

»

*Вязкость !кинематическая,

! io~V/c

Ориентировочное время пребывания жидкости в аппаратах, мин.

в газонефтяном ! в аппаратах при сепараторе \ совместном гаэо-| водоотделении

Легкая

830

до 10

до 5

до 20

Средняя

8304870

10-30

5-6

25-30

Тяжелая

Пенистая

ботее 870

более 30 10-15 10-15

40-60