Установка предварительного сброса воды УПСВ
Схема установки УПСВ



Установки предварительного сброса воды предназначены для дегазации нефти, отбора и очистки попутного газа, сброса пластовой воды под избыточным давлением.
Конструкция установок выполнена на базе отработанной конструкции нефтегазовых сепараторов со сбросом воды НГСВ. Установки представляют собой горизонтальные аппараты, снабженные технологическими штуцерами и штуцерами для КИПиА.
Внутри аппарата расположены: устройство ввода, успокоительная перегородка, секция коалесценции, струнный каплеотбойникдля очистки газа и секция сбора нефти.
Для улучшения разделения нефтегазовой смеси на входе НГСВ устанавливается депульсатор, обеспечивающий отвод, минуя аппарат, основного количества выделившегося газа, а также послойный ввод водонефтяной эмульсии и сбросной воды раздельными потоками в соответствии с их плотностью в среднюю и нижнюю отстойные зоны аппарата.



Производительность по жидкости указана для легкой нефти, для остальных типов уменьшается в зависимости от времени пребывания жидкости в аппарате.

Работа УПСВ


Газ из депульсатора подается в аппарат через штуцер ввода газа, проходит успокоительную перегородку, секцию коалесценции, где происходит дополнительное отделение капельной жидкости. Окончательная очистка газа производится струнным каплеотбойником.
Вода с незначительным содержанием нефти подается из депульсатора в нижнюю часть аппарата через штуцер входа воды. В нижней части аппарата вода окончательно отделяется от нефти, накапливается до перегородки секции сбора нефти и отводится через штуцер выхода воды.
Нефть с незначительным содержанием газа и воды подается в вводное устройство, где плавно распределяется по верхнему уровню жидкой фазы, не перемешивая поток с водой, проходит через успокоительную перегородку, секцию коалесценции, где происходит окончательное отделение остатков газа и воды, поступает в секцию сбора нефти и оттуда выводится из аппарата.
В зависимости от свойств нефтеводогазовой смеси допускается поставка установки УПСВ без депульсатора.

Для регионов Западной Сибири совместно с институтом СибНИИНП была специально разработана установка предварительного сброса воды (УПСВ).
Технологическая схема УПСВ разработана на основе технологического оборудования «УПСВ-200» производства ПГ «Генерация», конструкция которого дорабатывается согласно требованиям заказчика.
Кроме основного аппарата в составе УПСВ используется вспомогательное оборудование:

– реагентный блок с дозировочными насосами производительностью до 10 л/час,
– трубопроводная обвязка,
– запорная арматура,
– средства контроля и управления,
– система безопасности,
– кабельная продукция и т. д.

Выбор контрольно-измерительных приборов и средств автоматики производиться специалистами КИПиА ПГ «Генерация» и согласовывается с заказчиком.

Описание технологии и оборудования УПСВ для регионов Западной Сибири

Предлагаемая установка предварительного сброса воды (УПСВ) разработана на основании исходных материалов, полученных от предполагаемого заказчика. Она предполагает использование оборудования, выпускаемого ПГ «Генерация», а также существующего технологического оборудования имеющегося в распоряжении заказчика.
В основу технологии УПСВ положены технические решения, разработанные СибНИИНП для организации предва­рительного сброса воды в системах сбора на месторождениях Западной Сибири в газонасыщенном состоянии при естественной температуре поступающего сырья. По представленной информации естественная температура поступающего на УПСВ сырья в течение года изменяется от +24 до +27°С. Такая температура с использованием де-эмульгатора достаточна для предварительного разделения эмульсии, образуемой нефтью. Учитывая что с ростом обводненности температура поступающего на УПСВ сырья будет расти, применение в составе УПСВ нагревателей нецелесообразно. Это повышает безопасность и надежность УПСВ, упрощает обслуживание, снижает затраты. Кроме того, снимается проблема солеотложений, возникающая при нагревании высокообводненных эмульсий.
Водная фаза содержит солеобразующие ионы (кальция, бикарбоната), что характерно для попутно добываемых вод Западно-Сибирского региона.
Эффективность работы установок УПСВ во многом зависит от свойств поступающей водонефтяной смеси, глав­ным образом, от ее устойчивости.
Осуществление предварительного сброса воды возможно производить на ДНС и ЦПС. Обработка нефти на ЦПС зачастую осуществляется после полного разгазирования, имеет ряд преимуществ.
Существуют два различных варианта осуществления процесса сброса воды на ДНС в газонасыщенном состоянии:


  • первый вариант, когда разделение газовой, нефтяной и водной фаз производится в одном аппарате (трехфазном сепараторе). Данный вариант применяется в том случае, если не предъявляются повышенные требования к качеству выходящих с установки воды, нефти и газа, а также при небольшой (до 10 тыс. м2/сут.) производительности УПСВ;

  • во втором варианте разделение фаз осуществляется последовательно в разных аппаратах. Сначала в нефте­газовом сепараторе от жидкости отделяется свободный газ, затем жидкость направляется в аппарат – водоотделитель (отстойник), где происходит ее разделение на нефтяную и водную фазы. Данный вариант позволяет обеспечить получение нефти, содержащей до 5% воды, и воды, содержание нефтепродуктов в которой составляет 20-50 мг/л, при производительности УПСВ 10 тыс. м2/сут. и выше.


В качестве водоотделителя (отстойника) предлагается использовать аппараты УПСВ объемом 200 м2, конструкция которых предусматривает разделение жидкостей за счет разностей плотностей и интенсификации процесса при использовании коалесцирующих элементов, выполненных в виде пакетов и пластин из нержавеющей стали (рис. 1).
Уровень раздела фаз «нефть-вода» в УПСВ поддерживается на необходимой высоте при помощи регулятора уровня и клапана, установленного на линии выхода воды из аппарата.
Давление в УПСВ поддерживается при помощи клапана, установленного на линии вывода нефти.
Обезвоженная нефть из отстойников водоотделителей (УПСВ) подается на насосы внешней откачки или в имеющиеся резервуары.
С целью повышения эффективности работы УПСВ предлагается применение специальной технологии дозирования деэмульгаторов, предусматривающей обработку сырой нефти, содержание воды в которой превышает 60 %, т. е. являющейся, по сути, эмульсией типа «нефть в воде».
Сущность технологии дозирования деэмульгаторов в высоко обводненную нефть, представляющей собой эмуль­сию типа «нефть в воде», состоит в следующем:
– после выкида насоса внешней откачки ДНС до узла учета отбирается часть нефти, которая по самостоятель­ному трубопроводу возвращается в поток газожидкостной смеси перед УПОГ;
– в этот трубопровод при помощи дозирующего насоса блока реагентного хозяйства (БРХ) подается реагент- деэмульгатор в товарной форме;
– далее при совместном движении с возвращаемой нефтью деэмульгатор растворяется в ней и уже в виде раствора попадает в сырье.

Такой способ введения деэмульгатора в высоко обводненную нефть по сравнению с подачей его в товарной форме, т.е. в концентрированном виде, позволяет избежать прямого попадания деэмульгатора в водную фазу, когда он не доходит до эмульсии, а сбрасывается с водой из отстойника, не выполняя своих функций, что приводит к перерасходу реагента и ухудшению качества нефти и воды.
При реализации данной технологии следует придерживаться рекомендаций РД 29-0148070-225-88Р «Технология подготовки нефти с применением отечественных деэмульгаторов для месторождений Западной Сибири» [5].
Прежде всего, диаметр трубопровода, по которому транспортируется нефтереагентная смесь от БРХ к точке по­дачи перед УПОГ, должен быть выбран таким, чтобы скорость движения жидкости в нем была более 1,5 м/сек., а концентрация получаемого при этом раствора реагента 0,2–0,5%.
При производительности УПСВ 10-15 тыс. м2/сут. может быть использована труба для нефтереагентопровода с внутренним диаметром ~25 мм.
Преимущество вышеуказанной технологии дозирования деэмульгатора заключаются в том, что подача в виде раз­бавленного раствора по сравнению с вводом в концентрированном виде позволяет обеспечивать быстрое распре­деление его в объеме эмульсии и срабатывание.
Попутно добываемая вода, отделяющаяся на УПСВ, кроме растворенных солей содержит растворенный газ в количестве около 90 л/м2. Состоит этот газ преимущественно из углеводородных компонентов (метана). В этой связи в соответствии с п.2.48. ВНТП 2-85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений» такая вода не может подаваться на насосы БКНС без предварительного разгазирования. Для этих целей на БКНС необходима установка «буфер дегазатора».

Таким образом, предлагаемая технологическая схема УПСВ имеет следующие преимущества:


  •  использование существующего технологического и вспомогательного оборудования позволяет снизить затраты на оборудование и строительство;

  • осуществление процесса при естественной температуре поступающего сырья без использования в технологии нагревателей повышает безопасность и надежность установки УПСВ, упрощает ее обслуживание, снижает стоимость, уменьшает проблемы солеотложения;

  • разделение нефти и воды в газонасыщенном состоянии при давлении первой ступени сепарации за счет присутствия в нефти растворенного газа снижает ее плотность и вязкость, позволяет повысить скорость расслоения фаз, качество получаемых нефти и воды;

  • организация разделения газожидкостной смеси поэтапно (вначале отделяется газ в сепараторах первой ступени или на УПОГ, затем в отстойниках разделяются нефть и вода) позволяет получить на каждом этапе более полное и качественное разделение фаз – газа, нефти и воды;

  • применение специальной технологии дозирования деэмульгатора на вход в установку УПСВ в виде раствора реагента в нефти обеспечивает быстрое и наиболее полное использование реагента, исключает непосредственное его попадание в водную фазу, где деэмульгатор не может проявлять свою деэмульгирующую активность. Это особенно важно в данном случае при обработке высокообводненных нефтей, когда необходимо разделить эмульсию с содержанием воды 60% и более, т. е. эмульсию типа «нефть в воде»;

  •  отсутствие в технологической схеме УПСВ насосов и участков с большими перепадами давления исключает передиспергирование обрабатываемой эмульсии, обеспечивая таким образом быстрое и полное разделение фаз;

  •  применение в отстойниках специальных секций коалесценции частиц дисперсной фазы, выполненных в виде пакетов пластин из нержавеющей стали, также способствует повышению качества разделения нефти и воды;

  • система контроля и управления УПСВ обеспечивает автоматический контроль и поддержание заданного режима работы оборудования, предупредительную и аварийную сигнализацию, противоаварийную защиту установки, автоматическое ведение журнала событий.


Технические характеристики





































Производительность: м3/сут (м3/ч) 10000 - 15000(416,6 - 625)
Время пребывания жидкости в аппарате, мин
37,2 - 46,8
Скорость горизонтального движения жидкости в секции коалесценции, м/с
1,09 х 10-2
Время осаждения капель воды в нефтяном слое секции коалесценции в расчетном зазоре между листами, диаметром d 200 мк – 2,45 мин.
d 150 мк – 4,35 мин.
d 100 мк – 9,87 мин.
В нефтяном слое осядут капли воды диаметром d 200 мк  и более– 100 %
d 50 мк  – 46 %
Время всплытия капель нефти в водяном слое секции коалесценции в расчетном зазоре между листами, диаметром: d 100 мк – 1,1 мин.
d 50 мк – 4,3 мин.
d 25 мк – 17,5 мин.
В водяном слое всплывут капли нефти диаметром
d 25 мк  и более– 100 %
d 10 мк  – 17 %
Масса УПСВ – 1шт./2200 м3

32 500 кг