RU2058254C1

RU2058254C1 - Способ эксплуатации нефтесборного резервуара

Info

Publication number: RU2058254C1
Application number: RU94009225A
Authority: RU
Inventors: Б.П. Корнев; С.Н. Никифоров; И.И. Шопов; А.А. Просвирин; С.А. Лыков; О.А. Махарадже; Ю.Е. Курылев
Original assignee: Корнев Борис Петрович
Priority date: 1994-03-18
Filing date: 1994-03-18
Publication date: 1996-04-20
Also published as: RU94009225A

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации нефтесборных резервуаров. Целью изобретения является уменьшение потерь нефти при эксплуатации нефтесборного резервуара. Цель достигается тем, что нефтесборный резервуар наполняют продукцией нефтяных скважин, регулируют положение промежуточного слоя и нефти объемом подтоварной воды, спуская ее из резервуара, откачку нефти и промежуточного слоя производят из двух разнесенных по высоте точек отбора в нефтяном слое и промежуточном слое со смешением потоков в точке смешения, при этом величину дозирования откачки из каждой точки отбора определяют по соответствующим формулам.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности.

Известен способ эксплуатации нефтесборного резервуара, включающий выполнение его скважинной жидкостью и откачку жидкости из точки, которая размещена вблизи дна резервуара [1]
Известный способ не обеспечивает поступление из нефтесборного резервуара кондиционной нефти в каждый момент отбора, т.е. вначале происходит откачка мехпримесей и воды, отстоявшихся в резервуаре при его заполнении.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ эксплуатации нефтесборного резервуара, включающий наполнение его продукцией нефтяных скважин, спуск подтоварной воды и откачку нефти из точки, размещенной в зоне отбора нефти [2]
Такой способ позволяет отбирать жидкость с определенной высоты резервуара, на которой находится чистая нефть, что обеспечивает ее кондиционность. Однако при этом не отбирается более тяжелая фракция нефти, образующая промежуточный слой между водой и нефтью и содержащая разного рода примеси (соли, парафины, воду и пр.). Эта фракция накапливается в резервуаре, а затем утилизируется как некондиционная нефть. Потери нефти, утилизируемой с этой фракцией, составляют по некоторым данным до 10% от добываемой нефти. В то же время смесь чистой нефти и тяжелой фракции нефти с примесями в определенной пропорции удовлетворяет требованиям, предъявляемым к товарной нефти нефтеперерабатывающими заводами.

Целью изобретения является уменьшение потерь нефти при эксплуатации нефтесборного резервуара.

Цель достигается тем, что по способу эксплуатации нефтесборного резервуара, включающему наполнение его продукцией нефтяных скважин, формирование слоя подтоварной воды, промежуточного слоя и слоя нефти, спуск подтоварной воды и откачку нефти в коллектор, согласно изобретению положение промежуточного слоя и слоя нефти регулируют объемом подтоварной воды, откачку нефти производят одновременно с откачкой промежуточного слоя из двух разнесенных по высоте точек отбора, находящихся в нефтяном слое и промежуточном слое, смешивают оба потока в точке смешения, находящейся ниже точек отбора, а количество отбираемой жидкости из каждого слоя устанавливают по условию содержания примесей в нефти, поступающей в коллектор, не более допустимого, определяемого по формуле
M ≥

(1) где М допустимая норма содержания примесей в нефти, поступающей в коллектор;
m₁ и m₂ фактическое содержание примесей в жидкости, откачиваемой из промежуточного слоя и слоя нефти;
Q₁ и Q₂ расходы жидкости, откачиваемой из промежуточного слоя и слоя нефти.

В нефтесборных резервуарах накапливается или образуется промежуточный слой между водой и нефтью, представляющий собой подвижную нефтеводонасыщенную массу, состоящую из органических и неорганических частиц примесей. Примесями могут быть соли, вода и т.д. Промежуточный слой создает проблемы с эксплуатацией резервуаров, связанные со снижением качества сдаваемой нефти, засорением коммуникаций, попаданием нефти в систему сбора воды, снижением полезного объема резервуара и т.п.

Сущность предложения состоит в том, что опорожнение резервуара от нефти производят из двух точек. Одна из них находится в нефтяном слое на срезе трубы для откачки нефти, другая в промежуточном слое. Количество отбираемой жидкости из каждого слоя пропорционально количеству поступающей в резервуар нефти и количеству поступающей или образующейся нефтеводонасыщенной массы промежуточного слоя. В период ликвидации накопленного промежуточного слоя доля отбираемой из него жидкости может быть несколько увеличена, но без превышения кондиционных норм сдаваемой нефти. Промежуточный слой подводится к точке отбора перемещением уровня воды.

После начала эксплуатации нефтесборного резервуара промежуточный слой ликвидируется постепенно, а затем стабилизируется постоянный вынос поступающей или образующейся нефтеводонасыщенной массы вместе с основным потоком нефти.

В резервуаре может постоянно находиться часть промежуточного слоя, которая не увеличивается по объему и имеет толщину, равную высоте нижней точки забора жидкости над максимальным уровнем воды. Поднимая уровень воды, можно уменьшить промежуточный слой. Оптимальной толщиной промежуточного слоя будет такая величина, которая обеспечивает достаточный запас, исключающий поступление воды в нефтяную линию.

Можно допустить подсос воды через нижнюю точку отбора жидкости, но в этом случае количество подмешиваемой воды не должно приводить к превышению кондиционной нормы нефти по воде.

Соотношение объемов отбора жидкости через нижнюю и верхнюю точки определяется следующим образом (на примере течения жидкости в трубах). Обозначим h₁, λ₁, d_1, V₁, Q₁, l₁ соответственно потерю напора, коэффициент гидравлического сопротивления, внутренний диаметр трубы, скорость жидкости, расход жидкости и длину трубы для канала, по которому поступает жидкость из нижней точки отбора до точки смешения потоков, h₂, λ₂, d₂, V₂, Q₂, l₂ то же для канала, по которому уходит основной поток нефти от точки отбора до точки смешения нефти.

Смешение потоков происходит в зоне с одним и тем же давлением, напор в каналах на одной и той же высоте также является одинаковым, поэтому потери при движении жидкости в каналах будут одинаковыми.

Пользуясь уравнениями Дарси-Вейсбаха и считая одинаковыми значения коэффициентов гидравлического сопротивления, получают искомое приближенное отношение потоков:

•V

\binom{2}{1}

V

\binom{2}{2}

или

Если в каком-либо канале имеется местное гидравлическое сопротивление, то оно должно учитываться, так как приводит к перераспределению потоков жидкости.

Соотношением потоков жидкости, идущих из разных мест резервуара, можно регулировать содержание в сдаваемой нефти примесей солей, воды и пр. Например, в нефтяном слое нефть содержит m₂ мг/л солей. Предельное кондиционное значение этого параметра составляет М мг/л.

В промежуточном слое содержание солей увеличено до m₁ мг/л. Это значение намного больше величины М. Требуется подобрать такие значения потоков жидкости Q₁ и Q₂, при которых содержание солей в сдаваемой нефти не превышает кондиционной нормы М. Этому требованию удовлетворяет уравнение (1).

Аналогичная методика может быть применена для расчетов по воде и другим примесям нефти.

Пример конкретного выполнения. В нефтесборном резервуаре объемом 5 тыс. м³ расположена труба для откачки нефти диаметром 500 мм, срез которой находится на высоте 6 м (первая точка отбора). Срез другой трубы диаметром 50 мм размещен в промежуточном слое на высоте 4,8 м (вторая точка). Точка смешения потоков размещена на высоте 2,5 м (третья точка).

Нефтесборный резервуар наполняют продукцией нефтяных скважин. При этом происходит разделение продукции нефтяных скважин на три слоя: слой подтоварной воды, выше него промежуточный слой и слой нефти. Спускают подтоварную воду и устанавливают положение нижнего уровня промежуточного слоя на высоте 4,5 м, уровня нефти на высоте 8 м. После заполнения резервуара и установления уровней жидкостей производят откачку нефти и промежуточного слоя из двух разнесенных по высоте точек в нефтяной зоне на высоте 6 м и в зоне промежуточного слоя на высоте 4,8 м. Смешение потоков нефти и промежуточного слоя производят на высоте 2,5 м.

Продукция нефтяных скважин имеет следующие параметры в нефтесборном резервуаре: m₁ 600 мг/л, m₂ 20 мг/л. Допустимое содержание данной примеси за точкой смешения потоков не должно превышать М 40 мг/л, т.е. должно быть
40 ≥

или

≅ 0,036
Следовательно, отношение количества отбираемой жидкости из промежуточного слоя к количеству отбираемой жидкости из нефтяного слоя не должно превышать величину 0,036. Иначе в коллектор поступает нефть с содержанием примеси, превышающим допустимую норму, 40 мг/л.

Чтобы обеспечить такое соотношение потоков, необходимо в каналах, по которым идут раздельные потоки до точки смешения, создать соответствующие гидравлические сопротивления.

В рассматриваемом примере имеют d₁ 50 мм, d₂ 500 мм, l₁ 4,7 м, l₂ 3,5 м. Фактическое соотношение потоков в этих трубах приближенно равно

0,0027 т.е. меньше допустимого.

Применение заявленного технического решения позволит уменьшить потери нефти при хранении и отборе из нефтесборного резервуара.

Claims

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕСБОРНОГО РЕЗЕРВУАРА, включающий наполнение его продукцией нефтяных скважин, формирование слоя подтоварной воды, промежуточного слоя и слоя нефти, спуск подтоварной воды и откачку нефти в коллектор, отличающийся тем, что положение промежуточного слоя и слоя нефти в нефтесборном резервуаре регулируют объемом подтоварной воды, откачку нефти производят одновременно с откачкой промежуточного слоя из двух разнесенных по высоте точек отбора, находящихся в нефтяном слое и промежуточном слое, смешивают оба потока в точке смешения, находящейся ниже точек отбора, а количество отбираемой жидкости из каждого слоя устанавливают по условию содержания примесей в нефти, поступающей в коллектор, не более допустимого, определяемого по формуле

где M допустимая норма содержания примесей в нефти, поступающей в коллектор;
m₁ и m₂ фактическое содержание примесей в жидкости, откачиваемой из промежуточного слоя (1) и слоя нефти (2);
Q₁ и Q₂ расходы жидкости, откачиваемой из промежуточного слоя (1) и слоя нефти (2).