Рабочая жидкость для насосно-эжекторной установки

Рабочая жидкость для насосно-эжекторной установки

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Сущность изобретения: соотношение компонентов в смеси составляет (в мас.%): водонефтяная смесь - 99,996 - 99,985; деэмульгатор - остальное. 1 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

„, Я2„„ l789772 А1 (я)5 F 04 Е 5/00

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) @щам

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ " лиотар "

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4910798/29 (22) 12.02.91 (46) 23.01.93. Бюл. N- 3 (71) Ивано-Франковский институт нефти и газа (72) А.В,Городивский, И.И.Рошак, В,К.Мошков, В.Е.Армянинов и Л.В.Городивский (56) Авторское свидетельство СССР

N986448,,кл,,В 01 D 19/00, 1981. (54) РАБОЧАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ НАСОСНОЭЖЕКТОРНОЙ УСТАНОВКИ (57) Сущность изобретения: соотношение компонентов в смеси составляет (в мас.%): водонефтяная смесь — 99,996 — 99,985; деэмульгатор — остальное. 1 ил. V

М

Изобретение относится к рабочим жидкостям для насосно-эжекторных установок (НЭУ), применяемых в нефтегазодобывающей промышленности для утилизации нефтяного газа и интенсификации добычи нефти, Известна рабочая жидкость для НЭУ, представляющая собой воду(Донец К.Г., Рошак И.И., Городивский А.В. Утилизация нефтяного газа с помощью насосно-эжекторной установки в НГДУ "Кинельнефть".

Нефтяное хозяйство. 1979, N 7. С. 42 — 44).

Недостатком такой рабочей жидкости является то, что такая рабочая жидкость не позволяет использовать для сжатия газа продукцию скважин, представляющей собой нефтеводяную смесь. Кроме того, не на каждом промысле существует источник воды для применения ее в качестве рабочей жидкости НЭУ.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является жидкость для НЭУ представляющая нефтеводяную смесь (Рошак И,И., Донец К,Г., Городивский А.В. Сбор нефтяного газа на дожимной насосной станции. РНТС ВНИИОЭНТ. Сер, Нефтепромысловое дело, 1981, N. 8, с.42), Недостатком такой рабочей жидкости является невозможность одновременного ее использования для НЭУ и закачки в пласт для интенсификации добычи нефти потому, что происходит закупорка пласта в результате чего снижается приемистость скважин (т,е, уменьшение подачи жидкости в пласт) и соответственно уменьшается приток нефти к эксплуатационным скважинам.

Цель изобретения — повышение эффективности процесса сжатия газа НЭУ и интенсификации добычи нефти за счет закачки воды в пласт в технологических схемах, в которых используется насосно-эжекторная установка.

Поставленная цель достигается тем, что рабочая жидкость содержит следующие компоненты (по массе): нефтеводяная смесь,% 99,996 — 99,985 деэмульгатор,% 0,15 — 0,004

Отличительным от прототипа признаком является то, что рабочая жидкость содержит следующие компоненты (по массе): нефтеводяная смесь,% 99,996-99,985 деэмульгатор,% 0,15 — 0,004

Данный компонентный состав рабочей жидкости установлен на основании промысловых испытаний, проведенных на коллекторе ¹ 1 Калетино-НСП (нефтесборный пункт) Ташкиново НГДУ "Арланнефть" производственного объединения "Башнефть" (см.акт промысловых испытаний).

1789772

Рабочая жидкость с установленным компонентным составом предназначена для НЭУ с проточной схемой движения.

Принципиальная схема НЭУ показана на чертеже.

При описании НЭУ использованы следующие обозначения:

1 — линия продукции скважин

2 — сепаратор

3 — линия сброса газа

4 — насос нагнетательный .

5 — скважина

6 — насос

7 — жидкостно-газовый эжектор (ЖГЭ)

8 — линия газа

9 — линия смеси

10 — линия перепуска, Принцип работы НЭУ состоит в следующем, Продукция скважин нефтеводогазовая смесь по линии продукции скважин поступает в сепаратор 2. В сепараторе происходит разделение на воду, нефть и газ. При необходимости (аварийная ситуация) газ может сбрасываться на факел по линии сброса газа. Из сепаратора 2 часть воды откачивается насосом нагнетательным 4 и подается в скважину 5 системы поддержан ия пл а сто во го да вл ения (П ПД). Система

ППД предназначена для подачи воды в пласт через скважины 5 (нагнетательные) с целью интенсификации притока нефти х скважинам эксплуатационным, т,е. тех скважин,через которые нефть поступает на дневную поверхность. Из сепаратора 2 оставшаяся часть жидкости (которая не подается в пласт через скважины 5) и нефть откачивается насосом 6 и подаются на жидкостно-газовый эжектор 7, ЖГЭ 7 откачивает газ из сепаратора 2, В ЖГЭ происходит образование газожидкостной смеси и сжатие в ее составе газа. Из ЖГЭ газожидкостная смесь поступает потребителю по линии смеси 9. В случае, когда в сепараторе 2 скапливается избыток жидкости (после подачи в систему ППД и на ЖГЭ), то это избыточное количество жидкости подается потребителю через линию перепуска 10.

Как показали промысловые данные в качестве рабочей жидкости НЭУ продукция скважин (нефтеводогазовая смесь) применяться не может, поскольку из скважин нефтеводогазовая смесь поступает в виде стойких эмульсий, По данным Н ГДУ "Арланнефть" нефтеводогазовые эмульсии не разрушаются при движении по всей длине коллектора ЛЕ 1 Калетино-НСП (нефтесборный пункт) Ташкиново протяженностью 26 км, Поэтому, при подаче в сепаратор НЭУ такой нефтеводогазовой смеси разделение на воду, нефть и газ не произойдет и уста20

55 сти для НЭУ определен на основании экспериментальных исследований. Для этого исследовано влияние добавки деэмульгатора (вещества, которое способствует разрушению нефтеводогазовой эмульсии) в нефтеводогазовую смесь, поступающей из скважин, на процесс разделения смеси на нефть, воду и газ.

Процесс разделения нефтеводяной смеси исследовался в трубопроводе с диаметром 219 мм. Исследования проводились следующим образом. B трубопровод, по которому перекачивалась продукция скважин при помощи дозатора вводился деэмульгатор в граммах на одну тонну жидкости в течение 6 ч, На расстоянии 2 километра от места ввода деэмульгатора из трубопровода при помощи пробоотборника отбирались пробы перекачиваемых сред.

Пробоотборник обеспечивал отбор проб с различных сечений трубопровода с точностью установки трубки отбора внутри трубопровода по вертикали 1 мм. В процессе исследований, разделенными на нефть и воду считался такой режим подачи деэмульгатора, когда толщина водонефтя ной эмульсии на границе раздела нефть-вода составляла и не превышала 2 мм, В качестве деэмульгаторов использовались: проксамин 385, реапон 4В (производство СССР); сепарол 41, сепарол 34, прогалит 43/43 (импортное производство), Результаты исследований приведены в таблицах 1,2,3. B таблицах 1,2,3 указано: со знаком "+", что жидкость разделилась на нефть и воду при добавке деэмульгатора; со знаком "— ", что жидкость не разделилась на нефть и воду при добавке деэмульгатора; со знаком "0", что исследования с добавкой деэмульгатора в жидкость не проводились.

На основании экспериментальных данных установлено, что при добавке в одну новка не сможет обеспечить подачу в систему ППД воды, При подаче в систему ППД нефтеводяной смеси происходит закупорка пласта и снижается количество нефти, извлекаемой из эксплуатационных скважин на дневную поверхность. Кроме того, нецелесообразно закачивать в пласт нефтеводяную смесь, т,е. ту смесь, которая уже извлечена из пласта (продуктивного гори"0 зонта).

Поэтому при использовании в качестве рабочей жидкости для НЭУ нефтеводогазовой смеси в процессе испытаний определено такое количество добавок-де15 эмульгаторов, при которых в сепаратор

НЭУ поступает разделенные вода, нефть и газ.

Компонентный состав рабочей жидко1789772

45 тонну нефтеводяной смеси (массой газа в качестве первого приближения пренебрегаем) деэмульгатора от 40 до 150 грамм обеспечивается качественное разделение на нефть, воду и газ.

Разделение на воду, нефть и газ также будет обеспечиваться и при среднем значе40 + 150 нии

= 95 г на тонну смеси деэмульгатора (из рекомендуемого диапазона

40 — 150 г на тонну). Это следует из экспериментальных данных, которые приведены в табл,1, 2, 3.

Таким образом, рабочая жидкость для

НЭУ имеет следующий компонентный состав: — по нефтеводяной смеси (на 1 т или

1000000 г смеси, состоящей из нефтеводяной смеси и деэмульгатора) с минимальной добавкой деэмульгатора, при которой обеспечивается разделение на нефть и воду — — -п. к

1000000 + 40 — no нефтеводяной смеси с максимальной добавкой деэмульгатора — по деэмульгатору (на 1 т или 1000000 т смеси, состоящей из нефтеводяной смеси и деэмульгатора) при его минимальном количестве в смеси (нефтеводяная смесь+ деэмульгатор), при котором обеспечивается разделение на нефть и воду

40 100 0 004 о

1000000 + 40 — по деэмульгатору при его максимальном количестве в смеси

Формула изобретения

Рабочая жидкость для насосно-эжекторной установки, включающая водонефтяную смесь и деэмульгатор, о т л и ч а ю щ а— — -ы ж

1000000 + 150

На основании проведенных исследований и расчетов рабочая жидкость для НЭУ

5 содержит следующие компоненты (по массе): нефтеводяная смесь 99,996 — 99,985 деэмульгатор, 0,015 — 0,004

Предлагаемая рабочая жидкость для

10 НЭУ экономически выгодная. Покажем этс на конкретном примере.

В Н ГДУ "Арлан нефть" п роизводственного объединения "Башнефть" на коллекторе N. 1 Калетино-нефтесборный пункт

15 Ташкиново при подаче из скважин в коллектор смеси, состоящей из 397 т/сутки нефти, 1377 т/сутки воды, 16000 нм /сутки нефтяного газа, будет использована предлагаемая НЭУ с разработанным компонентным

20 составом рабочей жидкости. В качестве деэмульгатора будет использован проксамил

385. Из сепаратора НЭУ необходимо 40С т/сутки воды подавать в систему поддержания пластового давления, а остальную жид25 кость с газом направлять на нефтесборный пункт Ташкиново. Ожидаемый экономический эффект от использования рабочей жидкости в НЭУ составит 9 тысяч рублей в год.

В производственном объединении

30 Башнефть планируется к внедрению 2 НЭУ, в которых будет использована разработанная рабочая жидкость. Ожидаемый годовой экономический эффект составит 16 тысяч рублей.

35 Таким образом, предлагаемая рабочая жидкость для НЭУ экономически выгодна и целесообразна. я с я тем, что, соотношение компонентов в смеси составляет, мас, :

Водонефтяная смесь 99,996 — 99,985

Деэмул ьгатор Остальное.

1789772

Таблица1

Влияние добавки деэмульгатора на разделение нефтеводяной смеси на нефть и воду при перекачке по трубопроводу 1377 тонн нефтеводяной смеси, содержащей 397 тонн нефти

1789772

Таблица2

Влияние добавки деэмульгатора на разделение нефтеводяной смеси на нефть и воду при перекачке по трубопроводу 1280 тонн нефтеводяной смеси, содержащей 426 тонн нефти

Т а б л и ц а 3.

Влияние добавки дезмульгэтора на разделение нефтеводяной смеси на нефть и воду при перекачке по трубопроводу 983 тонн нефтеводяной смеси, содержащей 403 тонн нефти

1789772 т

40

Составитель А.Жанбатыров

Техред М,Моргентал Корректор Л,Фи lb

Редактор С.Косенко

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул,Гагарина, 101

Заказ 339 Тира>к Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5