Патент на изобретение №2307977

(54) СПОСОБ ДОЗИРОВАНИЯ РЕАГЕНТА-ДЕЭМУЛЬГАТОРА

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам дозирования реагентов при транспортировании высокообводненной нефти на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. Способ состоит в дозировании реагента-деэмульгатора по расходу и обводненности сырой нефти, причем дополнительно измеряют относительный объем выделившейся в сепарационной установке воды W₀ и определяют его контрольное значение W₀,_С по формуле:

где

W – обводненность сырой нефти, объемные доли;

С, В – эмпирические константы,

после чего меняют подачу насоса-дозатора в соответствии с формулой:

где

S – подача насоса-дозатора, л/ч;

Q – объемная скорость поступления жидкости на сепарационную установку, м³/с;

_н, _д – плотность безводной нефти и деэмульгатора, кг/м³;

А, , n – эмпирические коэффициенты.

Использование предлагаемого способа дозирования реагента-деэмульгатора позволяет снизить суммарный расход на реагент-деэмульгатор и электроэнергию на 10-20%. 2 ил.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам дозирования реагентов при транспортировании высокообводненной нефти с использованием дожимной насосной станций (ДНС), имеющей сепарационную установку перед насосами.

Известен способ дозирования реагента-деэмульгатора, при котором половина нормы деэмульгатора подается в системе сбора, а половина – на установке подготовки нефти (см. патент RU №2153382 С1, 7 В01D 17/04, БИ №21 от 27.07.2000).

Недостатком способа является нормирование расхода деэмульгатора и фиксированность отношения количества деэмульгатора, подаваемого в системе сбора, к количеству деэмульгатора, подаваемого на установке подготовки нефти.

Недостатком способа является не учет расслоения эмульсии в системе сбора нефти, вследствие чего затраты на транспорт оказываются завышенными.

Технической задачей предлагаемого способа является снижение суммарных затрат на деэмульгатор и электроэнергию за счет достижения оптимальной степени расслоения эмульсии в системе сбора нефти благодаря оптимальному режиму дозирования реагента-деэмульгатора.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом дозирования реагента-деэмульгатора, при котором расход реагента-деэмульгатора определяется по расходу и обводненности сырой нефти.

Новым является то, что дополнительно измеряют относительный объем выделившейся в сепарационной установке воды W₀ и определяют его контрольное значение W_0,C по формуле:

где

W – обводненность сырой нефти, объемные доли;

С, В – эмпирические константы,

после чего меняют подачу насоса-дозатора в соответствии с формулой:

где

S – подача насоса-дозатора, л/ч;

Q – объемная скорость поступления жидкости на сепарационную установку, м³/с;

_н, _д – плотность безводной нефти и деэмульгатора, кг/м³;

А, , n – эмпирические коэффициенты.

На Фиг.1 изображена схема сбора нефти. На Фиг.2 дана зависимость затрат от степени расслоения эмульсии в сепарационной установке.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

При очередном заполнении сепарационной установки и последующей откачке жидкости измеряют значение параметров (Q), (W) и (W₀). Рассчитывают контрольное значение W_0,C по формуле (1) и затем по формуле (2) рассчитывают значение подачи насоса-дозатора. Устанавливают режим работы дозаторной установки в соответствие с найденным значением подачи насоса-дозатора до момента очередного заполнения сепарационной установки и откачки жидкости из нее. После чего выполняют новое измерение параметров и определение нового значения (S). В соответствии с новым значением (S) меняют режим дозирования и т.д.

Пример конкретного выполнения.

Система сбора нефти функционирует следующим образом (см. Фиг.1). После подачи деэмульгатора дозаторной установкой 1 типа БР-2,5 на ГЗУ 2 газоводонефтяная смесь в количестве 600 м³/сут по трубопроводу 5 длиной 4000 м и внутренним диаметром 150 мм поступает на сепарационную установку (буферная емкость-сепаратор 8 объемом 200 м³). Кроме того, сюда же поступает необработанная деэмульгатором нефть с ГЗУ 3 и ГЗУ 4 по трубопроводам 6 и 7 в объеме 300 м³/сут. Среднесуточный объем поступающей по трем направлениям на ДНС жидкости составляет 900 м³ (0,0104 м³/с) при объемном содержании воды в жидкости, равном 85%. После разделения газоводонефтяной смеси на фазы в буферной емкости-сепараторе, газ по отдельному трубопроводу (на Фиг.1 не показан) направляют на сероочистную установку, а жидкость откачивают насосным агрегатом 9. Насос марки ЦНС 180-297 включается при достижении жидкостью верхнего предельного уровня и отключается, когда уровень жидкости опускается ниже минимально установленного. После насоса откачиваемая жидкость проходит через узел учета 10, где измеряется давление, расход жидкости и содержание в ней воды. Далее жидкость по трубопроводу 11 диаметром 250 мм, протяженностью 14420 м и перепадом высот между конечными точками 200 м транспортируется на установку подготовки нефти (УПН) 12. Плотность (вязкость) нефти и воды при 20°С равна 880 и 1070 кг/м³ (20 и 1,34 мПа·с), плотность деэмульгатора – 940 кг/м³. На основании результатов исследований, проведенных на данном объекте, было установлено (см. Фиг.2), что затраты электроэнергии 2 на перекачку жидкости от ДНС до УПН уменьшаются пропорционально относительному объему выделившейся в буферной емкости-сепараторе воды (W₀) с коэффициентом пропорциональности (В), равным 938,1. Коэффициент (С) определяется из зависимости затрат на деэмульгатор (З_деэм) от степени расслоения (W₀), представленной кривой 1 на Фиг.2 и описываемой формулой (3):

Из данной зависимости оптимальными значениями параметров (n) и (С) являются n=2 и С=217. Суммарные затраты 3 минимальны при степени расслоения W_0,C, рассчитываемой по формуле (1). По результатам лабораторных исследований определено значение параметра (А), отражающего эффективность деэмульгатора и особенности разрушаемой эмульсии: А=100. Параметр () характеризует степень коррекции подачи деэмульгатора. Его значение устанавливается эмпирическим путем на основе анализа изменения величины (S) и разности W_0,C-W₀. Величина коррекции должна быть в пределах (3-30%) от величины (S). Первоначально в отсутствие необходимых данных принимается значение =1,0.

Исходя из свойств данного объекта способ осуществляют в следующей последовательности.

После очередного наполнения буферной емкости-сепаратора 8 (см. Фиг.1) и откачки жидкости из него замеры показали, что было откачено 110 м³ жидкости, в том числе воды было 88 м³. Этому соответствует величина W₀=0,80. Рассчитывают по формуле (1) контрольное значение W_0,C: W_0,C=0,73. При этой степени расслоения эмульсии в буферной емкости-сепараторе 8 переменная часть расходов на перекачку жидкости будет минимальна (см. Фиг.2). Рассчитывают значение (S) по формуле (2): S=0,43 л/ч. Осуществляют изменение режима дозирования дозаторной установки 1. После заполнения буферной емкости-сепаратора 8 и откачки жидкости новое значение относительного объема выделившейся в буферной емкости-сепараторе воды (W₀) оказалось равным 0,77. При этом расход жидкости, поступающей на ДНС, уменьшился до 0,0097 м³/с или 838 м³/сут. Доля воды в ней уменьшилась до 0,84. Для новых условий расчеты дают значения W_0,C=0,72 и S=0,46. Осуществляют изменение режима дозирования дозаторной установки 1. Последующие изменения режима дозирования осуществляют аналогично вышеописанному.

Данные по суммарным затратам показали снижение расходов на деэмульгатор и потребляемую насосным агрегатом электроэнергию в предложенном примере конкретного выполнения на 106 тыс.руб/год (предлагаемый способ – 717 тыс.руб/год; прототип – 823 тыс.руб/год), что составляет 12,9%.

Использование предлагаемого способа дозирования реагента-деэмульгатора позволяет снизить суммарные затраты на реагент-деэмульгатор и электроэнергию на 10-20%.

Формула изобретения

Способ дозирования реагента-деэмульгатора по расходу и обводненности сырой нефти, отличающийся тем, что дополнительно измеряют относительный объем выделившейся в сепарационной установке воды W₀ и определяют его контрольное значение W_0,С по формуле

где W – обводненность сырой нефти, объемные доли;

С, В – эмпирические константы,

после чего меняют подачу насоса-дозатора в соответствии с формулой

где S – подача насоса-дозатора, л/ч;

Q – объемная скорость поступления жидкости на сепарационную установку, м³/с;

_н, _д – плотность безводной нефти и деэмульгатора, кг/м³;

А, , n – эмпирические коэффициенты.

РИСУНКИ

PC4A – Регистрация договора об уступке патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

Прежний патентообладатель:

Открытое акционерное общество “Татнефть” имени В.Д.Шашина

(73) Патентообладатель:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-проектный центр “Нефтегазовые технологии”

Договор № РД0058098 зарегистрирован 11.12.2009

Извещение опубликовано: 20.01.2010 БИ: 02/2010