УСТАНОВКА ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Полезная модель относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использована при проведении комплексных газогидродинамических исследований продукции одной или нескольких скважин нефтяных и газоконденсатных месторождений с целью определения дебита по жидким углеводородам, природному и попутному газу, пластовой воде и других газогидродинамических характеристик работы скважины или группы скважин с одновременной подготовкой жидких углеводородов к транспорту и утилизацией газа и пластовой воды, при геологоразведочных работах, в процессе пробной эксплуатации или на начальном этапе работ по освоению месторождений, в том числе продукция которых содержит агрессивные компоненты (сероводород, меркаптаны).
Известна установка "Порта-Тест" для исследования газоконденсатных скважин, в том числе продукция которых содержит агрессивные компоненты (сероводород, меркаптаны), фирмы "PORTA-TEST manufakturing LTD" (Канада) [Гриценко А.И., Алиев З.С.Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. Москва, «Наука», 1995, с.364]. Установка включает в себя линию приема газоконденсатной смеси, оборудованную клапаном-отсекателем и клапаном-регулятором давления и последовательно установленные подогреватель и трехфазный сепаратор, соединенный с линиями отвода газа, воды и конденсата с измерителями расходов фаз продукции скважин.
Такую установку невозможно использовать на нефтяных скважинах и на скважинах без развитой сети инженерных коммуникаций, что не позволяет проводить исследования не обустроенных скважин. Ограниченные функциональные возможности установки не позволяют получать товарную
продукцию соответствующую требованиям ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода, легких меркаптанов, воды и хлористых солей, что является препятствием для отгрузки товарной продукции потребителям.
Наиболее близкой к заявляемой по совокупности существенных признаков и достигаемому результату является установка исследования скважин, включающая линию приема газоконденсатной смеси, оборудованную клапаном-отсекателем и клапаном-регулятором давления и связанную с трехфазным сепаратором, соединенным с линиями отвода конденсата, газа и воды, снабженными измерителями расхода, блок сепарации нефти, связанный с линиями отвода газа и воды, вкючающий линию приема нефти, оборудованную клапаном-отсекателем и клапаном-регулятором давления, и последовательно соединенные подогреватель, двухфазный сепаратор и сепаратор отстоя воды, соединенный с линиями межблочных коммуникаций, и блок стабилизации жидких углеводородов, включающий емкости дегазации и стабилизации углеводородов, и соединительные трубопроводы, а также блок хранения и отпуска товарных продуктов, содержащий емкости хранения и автоматизированную станцию налива жидких углеводородов, и блок вспомогательных объектов, включающий котельную для нагрева теплоносителя, подстанцию и дизельэлектростанцию резервного питания (Свидетельство РФ на полезную модель №13910, 7 МПК Е 21 В 47/00, опубл. 10.06.2000, БИ №16).
Недостатком данной установки являются ограниченные функциональные возможности, в связи с чем получаемая в процессе исследования скважин товарная продукция не соответствует требованиям ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода, легких меркаптанов, воды и хлористых солей, что является препятствием для отгрузки товарной продукции потребителям по соображениям безопасности ее хранения, транспортировки и дальнейшего использования.
Технический результат, на достижение которого направлена полезная модель, заключается в снижении содержания сероводорода, легких
меркаптанов и хлористых солей в товарной продукции и доведения их содержания в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002.
Для достижения этого технического результата установка исследования скважин, включающая линию приема газоконденсатной смеси, оборудованную клапаном-отсекателем и клапаном-регулятором давления, связанную с трехфазным сепаратором, соединенным с линиями отвода газа, конденсата и воды, снабженными измерителями расхода, блок сепарации нефти, связанный с линиями отвода газа и воды, включающий линию приема нефти, оборудованную клапаном-отсекателем и клапаном - регулятором давления и последовательно соединенные подогреватель, двухфазный сепаратор, соединенный с линией отвода водонефтяной эмульсии, и сепаратор отстоя воды, соединенный с линиями межблочных коммуникаций, блок стабилизации жидких углеводородов, включающий емкости дегазации и стабилизации углеводородов, и соединительные трубопроводы, дополнительно содержит расходные емкости с деэмульгатором, умягченной водой и катализаторным комплексом с дозировочными насосами для подачи соответствующих реагентов в емкость стабилизации жидких углеводородов, внутри которой установлена перфорированная труба, а так же воздушный компрессор для подачи воздуха в емкость стабилизации.
Отличительными признаками предлагаемой полезной модели от указанной выше известной, наиболее близкой к ней являются наличие расходных емкостей с деэмульгатором, умягченной водой и катализаторным комплексом с дозировочными насосами для подачи соответствующих реагентов в емкость стабилизации жидких углеводородов, внутри которой установлена перфорированная труба, а так же воздушный компрессор для подачи воздуха в емкость стабилизации.
Благодаря наличию расходной емкости с деэмульгатором, снабженной дозировочным насосом, осуществляющим подачу деэмульгатора непосредственно в емкость стабилизации жидких углеводородов, интенсифицируется процесс разделения водонефтяной эмульсии,
обеспечивающий возможность отделения воды с последующим ее измерением и отводом на факельную установку для термического обезвреживания.
Благодаря наличию расходной емкости с умягченной водой, снабженной дозировочным насосом, осуществляющим подачу воды непосредственно в емкость стабилизации, обеспечивается возможность очистки жидких углеводородов от хлористых солей и доведение их концентрации до требований ГОСТ Р 51858-2002.
Благодаря наличию расходной емкости с катализаторным комплексом, снабженной дозировочным насосом, подающим катализаторный комплекс в емкость стабилизации, осуществляется очистка жидких углеводородов от сероводорода и легких меркаптанов и доведение их концентрации до требований ГОСТ Р 51858-2002.
Наличие воздушного компрессора, осуществляющего подачу воздуха в емкость стабилизации, обеспечивает окисление сероводорода и меркаптанов до элементарной серы и менее токсичных дисульфидов кислородом воздуха в присутствии катализаторного комплекса.
Наличие перфорированной трубы внутри емкости стабилизации жидких углеводородов способствует интенсификации процесса перемешивания реагентов, что позволяет ускорить процесс массообмена и термохимической реакции в емкости стабилизации.
Таким образом, новая совокупность существенных признаков в предлагаемой установке обеспечивает снижение концентрации сероводорода, легких меркаптанов и хлористых солей в товарной продукции и доведение их содержания в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002.
На чертеже приведена блок-схема установки исследования скважин.
Установка содержит блок (I) газового сепаратора, включающий линию 1 приема сырья, оборудованную клапаном-отсекателем 2 и клапаном-регулятором давления 3, и соединенную с газовым трехфазным сепаратором 4, соединенным с линией 5 отвода газов сепарации и с линией 6 отвода воды
на установку 7 факельную горизонтальную, и с линией 8 отвода конденсата; блок (II) сепарации нефти, включающий линию 9 приема нефти, оборудованную клапаном-отсекателем 10 и клапаном-регулятором давления 11 и последовательно соединенные подогреватель 12, двухфазный сепаратор 13, соединенный с линией 14 отвода водонефтяной эмульсии и линией 15 отвода газа на установку 7 факельную горизонтальную, сепаратор 16 отстоя воды, соединенный с линией 8 отвода конденсата из сепаратора 4, с линией 17 отвода газа, с линией 18 отвода воды на установку 7 факельную горизонтальную, и с линией 19 отвода жидких углеводородов. Все линии отводов снабжены измерителями расходов 20. Установка также содержит блок (III) стабилизации жидких углеводородов, содержащий последовательно установленные емкость 21 дегазации, насос 22, теплообменник 23 и емкость 24 стабилизации жидких углеводородов, внутри которой установлена перфорированная труба 25. Емкость дегазации 21 соединена с линией 26 отвода газа дегазации и линией 27 отвода жидких углеводородов. Емкость 24 стабилизации, соединена с линией 28 отвода газов стабилизации и с линией 29 отвода жидких углеводородов. Установка содержит блок (IY) хранения и отпуска товарных продуктов (жидких углеводородов), включающий емкости 30 хранения жидких углеводородов и автоматическую систему 31 налива жидких углеводородов; и блок (Y) вспомогательных объектов, включающий подстанцию 32, дизельэлектростанцию 33, компрессор 34 воздуха, котельную 35, блок 36 химреагентов и блок 37 управления.
Установка дополнительно содержит блок демеркаптанизации (VI) и блок деэмульсации и обессоливания (VII). Блок демеркаптанизации (VI) содержит емкость 38 с катализаторным комплексом, соединенную с дозировочным насосом 39, который подсоединен линией 40 подачи катализаторного комплекса в линию 27 отвода жидких углеводородов на всасе насоса 22, а также содержит воздушный компрессор 41, соединенный линией 42 подачи воздуха в линию 27 отвода жидких углеводородов на
выкиде насоса 22 для подачи соответствующих реагентов в емкость 24 стабилизации. Блок деэмульсации и обессоливания (VII) содержит расходные емкости 43 и 44 с деэмульгатором и умягченной водой соответственно, снабженные дозировочными насосами 45 и 46 для подачи соответствующих реагентов по линии 47 в перфорированную трубу 25 емкости 24 стабилизации. Емкость 24 стабилизации соединена с линией 48 отвода воды на установку 7 факельную горизонтальную для утилизации и линией 49 соединительных трубопроводов для осуществления циркуляции.
Установка работает следующим образом.
Пластовая смесь из скважин поступает на установку раздельными потоками. Из газоконденсатных скважин пластовая смесь с давлением до 35 МПа и температурой от 0 до 20°С поступает по линии приема 1 через клапан-отсекатель 2 и клапан-регулятор 3 давления в трехфазный сепаратор 4, где под действием гравитационных сил, изменения скорости и направления потока разделяется на газ, конденсат и воду. Газ из сепаратора 4 направляется в линию 5 отвода газа и далее через измеритель расхода 20 на установку 7 факельную горизонтальную для обезвреживания сжиганием. Вода из сепаратора 4 поступает в линию 6 отвода воды, проходит измеритель расхода 20 и поступает на установку 7 факельную горизонтальную для утилизации. Конденсат из сепаратора 4 направляется в линию 8, проходит измеритель расхода 20 и поступает в сепаратор 16 отстоя воды блока (II) сепарации нефти.
Пластовая смесь от нефтяных скважин с давлением до 16 МПа и температурой от 0 до 30°С поступает по линии приема 9 через клапан-отсекатель 10, клапан-регулятор 11 давления, подогреватель 12, и уже с температурой 40°С и давлением до 3,6 МПа поступает в двухфазный сепаратор 13, где под действием сил гравитации, изменения скорости и направления потока происходит ее разделение на газовую и жидкую фазы. В газовую фазу уходит весь свободный попутный газ, выделившийся из нефти при рабочих параметрах сепаратора 13. Газовая фаза из сепаратора 13
направляется в линию 15 отвода газа и далее через измеритель расхода 20 поступает на установку 7 факельную горизонтальную для термического обезвреживания. Жидкая фаза - частично разгазированная нефть и водонефтяная эмульсия проходит в линию 14 и через измеритель расхода 20 поступает в сепаратор 16 для отделения воды от нефти в смеси с конденсатом, поступающим из трехфазного сепаратора 4. В сепараторе 16 производится отстой воды за счет сил гравитации. Отстоявшаяся вода из сепаратора 16 по линии 18 через измеритель расхода 20 поступает на установку 7 факельную горизонтальную для утилизации. Жидкие углеводороды (нефть и конденсат) из сепаратора 16 направляются по линии 19 отвода жидких углеводородов через измеритель расхода 20 на блок (III) стабилизации жидких углеводородов и поступают в емкость 21 дегазации для удаления газа. Из емкости 21 дегазации газ по линии 26 направляется на установку 7 факельную горизонтальную для термического обезвреживания, а жидкие углеводороды по линии 27 отвода жидких углеводородов откачиваются насосом 22 через теплообменник 23 в емкость 24 стабилизации, в которой выделяются остаточные газы.
Стабилизация жидких углеводородов осуществляется путем их нагревания до заданной температуры с последующей циркуляцией в течение 1-2 часов. Для этого перекрывают линию 27 отвода жидких углеводородов (задвижка на схеме не показана), затем насосом 22 производится циркуляция жидких углеводородов из емкости 24 стабилизации по линии 49 и через теплообменник 23 обратно в емкость 24 стабилизации. В теплообменнике 23 циркулирующие углеводороды нагреваются до температуры 60°С. Одновременно с процессом стабилизации осуществляется процесс очистки жидких углеводородов от сероводорода и легких меркаптанов.
Процесс демеркаптанизации основан на окислении сероводорода и меркаптанов до элементарной серы и менее токсичных дисульфидов кислородом воздуха в присутствии каталазаторного комплекса (КТК), который представляет собой 0,1-0,2% раствор нефтерастворимого
3
катализатора «ИВКАЗ-2» в моноэтаноламине (МЭА) или водном растворе моноэтаноламина. Для этого расчетное количество катализаторного комплекса из расходной емкости 38 дозировочным насосом 39 по линии 40 подачи КТК подается на всас насоса 22, а на выкид насоса 22 подается воздух от воздушного компрессора 41 по линии 42 подачи воздуха. Далее смесь жидких углеводородов, КТК и воздуха поступает в теплообменник 23, где нагревается до температуры 60°С, и направляется в емкость 24 стабилизации. При этом расход реагентов на 1 тонну жидких углеводородов составляет: катализатора «ИВКАЗ-2» 0,5-2,0 г, моноэтаноламина 0,8-1,5 кг и воздуха 2,0-5,8 м.
Одновременно с процессом демеркаптанизации может осуществляться процесс деэмульсации и обессоливания, который заключается в обработке водонефтяных эмульсий реагентом-деэмульгатором, в качестве которого используется Дипроксамин 157-65М, Геркулес 2601 и др. при расходе 30-200 г на 1 тонну жидких углеводородов, и умягченной водой с температурой 90-95°С, расход которой составляет 1-10% от объема жидких углеводородов в зависимости от содержания солей. Для этого из расходной емкости 43 с деэмульгатором и емкости 44 с умягченной водой насосами 45 и 46 подается необходимое количество соответствующих реагентов по линии 47 в перфорированную трубу 25, при выходе из которой в емкости 24 стабилизации происходит их интенсивное перемешивание с жидкими углеводородами.
Смесь, состоящая из жидких углеводородов, катализаторного комплекса, деэмульгатора, умягченной воды и воздуха циркулируется насосом 22 в течение 1-2 часов. При этом давление «газовой шапки» в емкости 24 стабилизации не должно превышать 0,2 МПа. По окончании циркуляции смеси прекращается подача воздуха от воздушного компрессора 41. Из емкости 24 стабилизации производится отвод подтоварной воды по линии 48 на установку 7 факельную горизонтальную для утилизации, газ отводится по линии 28 отвода газа на установку 7 факельную
горизонтальную для термического обезвреживания, а жидкие углеводороды по линии 29 отвода жидких углеводородов направляются в емкости 30 хранения, где производится окончательный отстой продукции. Жидкие стабильные углеводороды из емкости 30 хранения через автоматическую систему 31 налива жидких углеводородов отгружаются потребителю в автоцистерны, а подтоварная вода направляется по линиям 50 и 48 отвода воды через измеритель расхода 20 на установку 7 факельную горизонтальную для утилизации.
С процессом стабилизации могут быть совмещены процессы демеркаптанизации, деэмульсации и обессоливания жидких углеводородов как одновременно все вместе, так и по отдельности, в зависимости от состава продукции скважин и требований, предъявляемых к качеству товарной продукции.
Объекты вспомогательного блока (V) предназначены для обеспечения технологического процесса. Подстанция 32 подает электроэнергию на электрические двигатели насосов 22, 39, 45, 46 и на освещение. Дизельэлектростанция 33 служит для резервного электроснабжения и подает электроэнергию в случае отключения основного источника. Компрессор 34 воздуха сжимает атмосферный воздух до 0,6 МПа и подает его по трубопроводам на клапаны-регуляторы 3, 11 и пневматические приборы блока управления 37. В котельной 35 подогревается циркулирующий поток воды, поступающий в качестве теплоносителя на подогрев углеводородной среды в подогреватель 12 и теплообменник 23, а так же подогревается поток умягченной воды для емкости 44, поступающей в емкость 24 стабилизации для обессоливания жидких углеводородов. С блока 36 химреагентов подаются необходимые реагенты в технологический процесс. Блок 37 управления с помощью приборов КИПиА управляет технологическим процессом в автоматическом режиме.
Заявляемая установка прошла опытно-промышленные испытания в 2004 г. при исследовании продукции скважин №2-Н и №3-Н на Нагумановском НГКМ, результаты которых отражены в таблице.
3
Для очистки от сероводорода и легких (метил- и этил-) меркаптанов 32 т стабильного конденсата было использовано 47 кг моноэтаноламина, 30 г катализатора «ИВКАЗ-2» и 130 м воздуха. В конденсате после демеркаптанизации свободный сероводород отсутствует, а содержание меркаптановой серы уменьшилось в среднем на 23%. С учетом того, что содержание летучих метил- и этилмеркаптанов в исходном конденсате составляет 20% от общего количества, полученные результаты следует считать положительными.
3
Для деэмульсации и обессоливания продукции указанных скважин был произведен пробный пуск блока (VII) деэмульсации и обессоливания. В качестве деэмульгатора использовали Дипроксамин 157-65М в количестве 1,92 кг и 1,6 м умягченной воды при температуре 95°С. В результате анализа проб конденсата выявлено, что товарная продукция по содержанию хлористых солей и воды соответствует требованиям ГОСТ Р 51858-2002.
Предлагаемая установка исследования скважин по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:
- обеспечивается возможность проведения очистки жидких углеводородов от сероводорода, легких меркаптанов и хлористых солей, что расширяет функциональные возможности установки;
- обеспечивается качество подготовки товарной продукции (жидкие стабильные углеводороды) в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, что позволяет производить отгрузку продукции потребителям, в т.ч. на экспорт;
- снижается риск загрязнения окружающей среды выбросами токсичных соединений, что улучшает экологическую обстановку;
- снижается риск коррозионного растрескивания технологического оборудования;
- обеспечивается безопасность хранения и транспортировки товарной продукции.
Предлагаемая установка исследования скважин за счет расширения функциональных возможностей позволяет снизить количество сероводорода, легких меркаптанов и хлористых солей в товарной продукции и довести их содержание в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, что обеспечит высокое качество товарной продукции..
Скважина №3-Н
Скважина №2-Н
Наименование
Исходный
Конденсат
Исходный
Конденсат
показателя
конденсат
после
конденсат
после
обработки
обработки
Плотность
конденсата
при 20°С,
0,788
0,790
0,794
0,796
г/см<sup>3</sup>
Массовая
доля
сероводорода,
0,026
отсутствует
0,009
отсутствует
%
Массовая доля
меркаптановой
серы, %
0,22
0,17
0,17
0,14
Массовая
доля воды, %
0,27
отсутствует
0,78
следы
Массовая
доля
хлористых
1844
0,16
5458
0,44
солей, Мг/л