Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Оптимизация внутренних составляющих технологических аппаратов системы подготовки нефти, газа и воды

В настоящее время в связи с увеличением объемов добычи нефти и газа одна из актуальных задач для большинства нефтяных компаний состоит в повышении производительности площадных объектов системы подготовки углеводородов путем монтажа в действующих аппаратах дополнительных устройств (коалесцеров), интенсифицирующих процесс деэмульсации. Данный подход позволяет существенно сократить временные и финансовые затраты предприятия за счет исключения целого ряда мероприятий по проектированию и монтажу дополнительного емкостного оборудования. Монтаж устройств, увеличивающих площадь контакта между фазами в аппарате, позволяет увеличить его производительность по потокам в среднем на 20%.

В рамках пилотного проекта коалесцирующие элементы были установлены в два трехфазных сепаратора (ТФС), работающих на ДНС-УПСВ «Никольская» и «Парфеновская». В результате обводненность продукции на выходе ДНС-УПСВ «Никольская» сократилась до 10%; также были снижены объемы перекачки балластной жидкости, уменьшились операционные расходы на электроэнергию. На ДНС-УПСВ «Парфеновская» отмечается значительное увеличение добычи жидкости. Дисконтированный срок окупаемости (DPP) проекта составил 0,8 года. В настоящее время планируется тиражирование данной технологии на другие объекты компании.

06.03.2016 Инженерная практика №03/2016
Черепанов Андрей Викторович Руководитель группы по повышению энергоэффективности и энергосбережению АО «Самаранефтегаз»

Рис. 1. Схема работы и оснащение трехфазного сепаратора
Рис. 1. Схема работы и оснащение трехфазного сепаратора

В настоящее время одним из главных критериев качества аппарата подготовки нефти считается возможность проведения как можно большего числа технологических операций в одном аппарате. Без дополнительного оснащения трехфазный сепаратор обеспечивает проведение первой ступени сепарации попутного газа и отделение пластовой воды (рис. 1). В пустотелом аппарате этот процесс занимает от нескольких минут до нескольких суток и происходит в соответствии с классическими законами гидродинамики и индивидуальными особенностями среды. Существенно ускорить данный процесс можно путем использования специальных внутренних устройств – коалесцеров (рис. 2). При этом качество подготовленной продукции существенно повысится.

Рис. 2. Оснащение аппаратов коалесцирующими элементами
Рис. 2. Оснащение аппаратов коалесцирующими
элементами

Коалесцер представляет собой сборно-разборную конструкцию, которая состоит из блока кассет высокой степени заводской готовности с комплектом деталей. Работа устройства характеризуется незначительным гидравлическим сопротивлением (4-5 кПа). Материал кассет предотвращает накопление загрязнений и парафиновых отложений на поверхности деталей, не подвержен истиранию, коррозии и старению во всем диапазоне рабочих температур сепаратора (рис. 3). Для изготовления коалесцеров применяются, как правило, нержавеющие стали, полимерные и композитные материалы.

Рис. 3. Блок кассет коалесцирующего элемента
Рис. 3. Блок кассет коалесцирующего элемента

Коалесцеры образуют систему упорядоченных каналов с определенными свойствами поверхностей, способствующими зарождению центров коалесценции – началу формирования капель, их росту и выпадению за счет силы тяжести.

Применение коалесцеров позволяет в 1,5-4 раза, а иногда и больше, сократить общее время разделения нефтяных эмульсий по сравнению с пустотелыми аппаратами.

Как правило, коалесцеры устанавливаются болтовым креплением через люк и используются для модернизации старых аппаратов, что позволяет увеличить производительность последних. При этом конструкция коалесцирующего устройства может занимать все сечение аппарата.

Верхняя часть коалесцирующего устройства, находящаяся в газовой фазе, выполняет роль предварительного каплеотбойника для очистки газа от капельной жидкости (рис. 4).

Рис. 4. Дооснащение ТФС коалесцирующими элементами
Рис. 4. Дооснащение ТФС коалесцирующими элементами

ПРОЕКТ ПО УГЛУБЛЕНИЮ СБРОСА ПОДТОВАРНОЙ ВОДЫ

Новый подход был применен на нескольких объектах АО «Самаранефтегаз». Посредством установки коалесцирующих устройств были модернизированы два ТФС, работающих на ДНС-УПСВ «Никольская» и «Парфеновская». В первом случае до углубления сброса процесс утилизации подтоварной воды осуществлялся самотеком, после углубления сброса утилизация осуществляется с помощью дополнительно установленного горизонтального насоса УЭЦНАКГ 800-500. Помимо этого, с учетом сокращения объема перекачки жидкости на ДНС-УПСВ «Парфеновская» на объекте ДНС-УПСВ «Никольская» также была произведена замена насосного агрегата ЦНС 105х196 на ЦНС 60х264 меньшей производительности.

На ДНС-УПСВ «Парфеновская» до углубления сброса внутренняя перекачка производилась преимущественно с использованием насосного агрегата ЦНС 180х297, а после – ЦНС 105х294. Закачка проводилась через четыре стендовые скважины, оборудованные насосами 30.1 ЭЦНМИК 5А-700-735, 30.2 ЭЦНМИК 5А-700-850, 30.2 ЭЦНМИК 6-1250-750, 0115 ЭЦ-НАКИ5А-800-700. Управление режимом работы насосных агрегатов осуществлялось с помощью ЧРП.

После установки оборудования мы провели анализ работы обоих объектов по процессам ППД и ППН, результаты которого представлены в табл. 1.

Таблица 1. Анализ работы объектов по процессам ППД и ППН
Таблица 1. Анализ работы объектов по процессам ППД и ППН
Рис. 5. Участок схемы сбора и подготовки ЦПНГ-5 до углубления сброса подтоварной воды
Рис. 5. Участок схемы сбора и подготовки ЦПНГ-5 до углубления сброса подтоварной воды
Рис. 6. Участок схемы сбора и подготовки ЦПНГ-5 после углубления сброса подтоварной воды
Рис. 6. Участок схемы сбора и подготовки ЦПНГ-5 после углубления сброса подтоварной воды
Рис. 7. Анализ изменения УРЭ по процессам ППД и ППН
Рис. 7. Анализ изменения УРЭ по процессам ППД и ППН

На рис. 5 и 6 показан участок схемы сбора и подготовки ЦПНГ-5 до и после углубления сброса подтоварной воды. Внедрение оборудования позволило снизить обводненность на выходе с ДНС-УПСВ «Никольская» до 40%. Поток жидкости от первого пункта сбора ДНС-УПСВ «Парфеновская» перенаправили сразу в буферную емкость (БЕ). За счет этого удалось снизить расход деэмульгатора на повторную обработку «никольской» эмульсии ингибиторами. Кроме этого, потребление электроэнергии снизилось на 3000 кВт-ч/мес, и появилась возможность нарастить добычу жидкости (рис. 7). Дисконтированный срок окупаемости (DPP) проекта составил 0,8 года (табл. 2).

 Таблица 2. Оценка технико-экономической эффективности проекта
Таблица 2. Оценка технико-экономической эффективности проекта

ВЫВОДЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ПРОЕКТА

Применение коалесцеров позволило обеспечить снижение обводненности на выходе ДНС-УПСВ «Никольская» до 10%. Дополнительно удалось сократить объемы перекачки балластной жидкости и, соответственно, операционные расходы (ОРЕХ) на электроэнергию.

На объекте ДНС-УПСВ «Парфеновская» в соответствии с бизнес-планом произошло увеличение добычи жидкости до 600 м3/сут.

Также в результате применения нового подхода были снижены капитальные затраты (САРЕХ) на расширение существующих и строительство новых УПСВ. За счет снижения коррозионной активности перекачиваемой жидкости ожидается увеличение срока службы напорного нефтепровода «Никольская – Парфеновская».

С учетом полученного опыта в настоящее время прорабатывается возможность тиражирования технологии на другие объекты компании. В частности, применение коалесцирующих устройств для реконструкции аппаратов позволит существенно улучшить работу таких объектов ЦПНГ-5, как УПСВ «Грековская», «Утевская», «Ветлянская» и «Богатыревская». Отметим, что устройство может применяться и на других объектах, выдающих продукцию с высокой обводненностью.

Проведенный нами расчет основан на снижении потребления электроэнергии на перекачку балластной жидкости и расхода деэмульгатора на втором пункте сбора после перевода откачиваемой жидкости с первого пункта сбора в БЕ второго пункта сбора, минуя повторный процесс подготовки, и без учета возможных изменений в развитии инфраструктуры пунктов сбора (расширение, реконструкция, получение дополнительной добычи).

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Андрей Викторович, вы не рассматривали возможность последовательной установки двух таких аппаратов?
Андрей Черепанов: Нет. Наша основная задача заключалась в том, чтобы снизить капитальные затраты за счет модернизации существующего оборудования. В данном случае – это ТФС. Мы модернизировали внутреннюю часть, и все. Установки коалесцирующих устройств оказалось достаточно.
Вопрос: А изменение конструкции ТФС проводили своими силами?
А.Ч.: Для этого привлекалась подрядная организация, обладающая соответствующими компетенциями.
Вопрос: Вы производите нагрев продукции на УПСВ?
А.Ч.: Нет, нагрев продукции в данном случае не предусматривается.
Вопрос: То есть осуществляете сброс только свободной воды?
А.Ч.: Совершенно верно. Нагрев производится уже непосредственно перед транспортировкой нефти в систему ОАО «АК «Транснефть».
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Повышение энергоэффективности насосного оборудования
Результаты проведения опытно промысловых испытаний гидропривода ШГН с функцией рекуперации электроэнергии на фонде ПАО «Оренбургнефть»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №11/2017

Инженерная практика

Выпуск №11/2017

Механизированная добыча нефти: интеллектуализация, осложнения, энергоэффективность, сервис
Концепция интеллектуального месторождения ПАО «ЛУКОЙЛ»Интеллектуализация нижнего уровня скважинТехнологии эксплуатации осложненного и малодебитного фонда скважин, скважин малого диаметраИндексация энергетической эффективности в обозначениях погружных электродвигателейСкважинная расходометрияТрубопроводы из композитных материалов, промысловая техника
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Трубопроводы — 2018
7-я Производственно-техническая конференция

Промысловые трубопроводы ‘2018. Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта

13-14 февраля 2018 г., г. Пермь
Опыт и способы сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения по причине коррозии, а также повышение эффективности транспорта высоковязких нефтей, предотвращение гидратообразования в газосборных сетях, модернизация ДНС и компрессорных станций, применение трубной продукции из различных сплавов и полимерных материалов, трубопроводной арматуры, технологий сварки и ремонта трубопроводов.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.