Очистка промысловых вод для системы поддержания пластового давления на Федоровском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение

«Жирновский нефтяной техникум»

Курсовой проект

МДК 01.02. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений по специальности 21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Очистка промысловых вод для системы поддержания пластового давления на Федоровском месторождении

КП.21.02.01.350.157.23.ПЗ

Разработала О.Д. Кормановская

Руководитель Б.В. Покрепин

2023



Содержание

Введение

1. Технологические показатели

1.1 Краткая характеристика месторождения

1.2 Состояние разработки месторождения

1.3 Требования к закачиваемой воде

1.4 Повышение качества подготовки пластовой воды

1.5 Подготовка воды с помощью кустового сброса

1.6 Технологии очистки воды

Выводы

2. Технические показатели

2.1 Оборудование для подготовки закачиваемой воды

2.2 Расчет системы ППД

2.3 Техника безопасности при эксплуатации объектов ППД

Выводы

Заключение

Библиографический список



Введение

За последние годы структура топливно-энергетического баланса страны значительно изменилась, - он по существу стал нефтегазовым. К настоящему времени на крупных месторождениях России запасы нефти из наиболее продуктивных пластов в значительной степени выработаны, а добываемая продукция характеризуется высокой обводненностью. В разработку вводятся новые месторождения со сложным геологическим строением, низкопродуктивные, с ухудшенными коллекторскими свойствами, усложняющими извлечение нефти. В связи с этим большую актуальность приобретают проблемы повышения эффективности разработки месторождений, создания новых технологий, учитывающих специфику структуры запасов нефти разрабатываемых и вновь вводимых месторождений.

В связи с этим большую актуальность приобретают проблемы повышения эффективности разработки месторождений, создания новых технологий, учитывающих специфику структуры запасов нефти разрабатываемых и вновь вводимых месторождений. Особую остроту задача увеличения степени извлечения нефти из недр приобретает для давно эксплуатируемых месторождений Западной Сибири. Повышение нефтеотдачи пластов определяется Министерством топлива и энергетики Российской Федерации как одно из основных стратегических направлений научно- технического прогресса в нефтедобывающей отрасли.

Заводнение до сих пор остается наиболее распространенным методом длительного и масштабного воздействия на нефтяной пласт в процессе разработки нефтяного месторождения.

Объект исследования: Фёдоровское месторождение.

Предмет исследования: Очистка промысловых вод для систем ППД.

Цель: разработка мероприятий по повышению эффективности применения очистки промысловых сточных вод.

Задачи исследования:

1.Анализ состояния очистки промысловых вод в системе ППД.

2.Оценка эффективности внедрения различных технических средств для улучшения подготовки воды в системе ППД.

3. Разработка вариантов малогабаритных установок кустового сброса воды для различных параметров поступающих потоков жидкости



1. Технологические показатели

1.1 Краткая характеристика месторождения

Фёдоровское месторождение открыто в 1971 г. скважиной №62, в которой при опробовании пласта БС10 был получен первый промышленный приток нефти.

Месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского Автономного Округа Тюменской области в 25-30 км к северу от г. Сургута и в 10 км к северо-востоку от Западно-Сургутского месторождения в непосредственной близости от нефтепровода Нижневартовск-Усть-Балык-Омск.

В орографическом отношении район представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно залесенную равнину, приуроченную к широтному колену реки Обь. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75 м.

В стратиграфическом отношении геологический разрез района представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований.

Федоровское месторождение в тектоническом плане приурочено к одноименному куполовидному поднятию второго порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода. По отражающему горизонту «Б» Федоровская структура представляет собой крупную бранхиантиклинальную изометрическую складку с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями третьего порядка: Федоровским, Моховым и Восточно-Моховым. Структурные планы по кровле продуктивных пластов в основном сходны между собой и отличаются лишь глубинами залегания, амплитудой поднятий и углами падения слоев. пластовый давление вода

Площадь месторождения составляет около 1900 км2, плотность нефти - 0,85-0,9 г/см3. После Самотлорского это месторождение является вторым по объему залежей и находится в списке десяти крупнейших в мире, поскольку относится к гигантским (разновидность классификации) и разрабатываемым (характер промышленного освоения).

Нефтяной газ стандартной сепарации, сухой. Нефти на Федоровском месторождении сернистые, парафинистые, смолистые. Пластовые воды относятся к неокомскому комплексу. По химическому составу воды в нижней части комплекса гидрокарбонатно-натриевого типа, к верхней части приурочены воды преимущественно хлоридно-кальциевого, реже гидрокарбонатно-натриевого, еще реже хлоридно-магниевого типов.

Разработку Федоровского месторождения ведёт нефтегазодобывающее управление «Фёдоровскнефть» (НГДУ «ФН») является одним из структурных подразделений ОАО «Сургутнефтегаз».

Рис. 1 - Схема расположения месторождения

Федоровское месторождение достаточно изучено т.к. на нем проведены различные работы: сейсморазведка 3D; отобран керн; промыслово-геофизические, геофизические, гидродинамические исследования скважин; отобраны и изучены глубинные пробы нефти, разрабатывается с 1973 г.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагенезиса, существовавшего в пермо-триасовое время. От образования нижнего этажа, эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В пределах рассматриваемой площади отложения среднего этажа не вскрыты.

Пласт БС-10

Исследование глубинных проб проведено по 27 пробам из 10 скважин. Все анализы качественные и параметры нефтей закономерно изменяются от при контурных участков к сводам. Так давление насыщения и газосодержание увеличивается от водонефтяного контакта к своду соответственно от 116 ат. до 215 ат. При пластовом давлении 229-223 ат и 104 м³/м³ до 161 м³/м³ .

Вязкость нефтей в пластовых условиях изменяется от 1 спз. на своде Федоровского и Мохового поднятия до 1.3 спз. в при контурных зонах, составляет в среднем 1.17 спз.

По своему химическому составу нефть пласта БС-10 метаново-нафтеновая с содержанием серы 0.8 - 1.2 %, парафина 3 - 5 %, смол и асфальтенов 6 - 11 %, Содержание фракций, выкипающих до 300 ⁰С, составляет 43-52 %. Плотность сепарирарованной нефти по пласту БС-10 изменяется 0,857 г/см³.

Пласт БС-1

Залежь пласта БС-1 охарактеризована 10 глубинными пробами нефть из 3 скважин и 7 поверхностными по 7 скважинам.

Нефть залежи пласта БС-1 отличаются повышенной плотностью (0,898г/см³) и вязкостью (в пластовых условиях 4.9 спз.), низким объемным коэффициентом 1.12 , давлением насыщения 122 ат. и газовым фактором 45.7 м³/м³. По составу нефть высокосернистая (1.86 %), высокосмолистая (содержание смол и асфальтенов 14.6 %), парафинистая (3.94 %).

1.2 Состояние разработки месторождения

За весь период разработки месторождение проходит через 3 стадии:

1. Стадия нарастающей добычи (разбуривание и постепенный ввод в промышленную эксплуатацию новых скважин, строительство трубопроводов, ДНС, КНС, ЦППН и т.д.);

2. Стадия постоянной добычи (ввод в эксплуатацию новых скважин и одновременно обводненние, перевод в ППД, консервация, ликвидация старых);

3. Стадия падающей добычи (постепенное уменьшение фонда скважин, извлечение оставшихся целиков нефти);

Федоровское месторождение нефти находится на третей стадии разработки - стадии снижающейся добычи нефти.

Истощение основного объекта разработки I, запасы которого составляют 66,8% от начальных извлекаемых запасов, более чем на 85%, привело к тому, что сейчас более 40% добывающих скважин эксплуатирует второй по величине объект разработки II. Эксплуатационный объект II представляет собой многопластовую газонефтяную залежь, состоящую из нефтяной оторочки, расположенной между газовой шапкой и подошвенной водой. По состоянию на 01.08.2016 г. по объекту II действующий фонд составлял 928 скважины, из которых 909 скважин входят в дающий фонд.

Следовательно, дальнейшая работа НГДУ «Федоровскнефть» связанна с добычей нефти из трудноизвлекаемых запасов разных типов. Отмеченные обстоятельства вынуждают прилагать много усилий по поиску и обоснованию более совершенных по сравнению с известными технологий нефтеизвлечения из запасов разных типов, в том числе и трудноизвлекаемых. В частности, в НГДУ «Фёдоровскнефть» была применена система замкнутого заводнения, эффективность которой по сравнению с известными системами разработки в сопоставимых условиях существенно выше: коэффициент извлечения нефти больше на 2-7%, объем попутно отбираемой воды меньше на 20-30%. Система внедрена на пласте БС10 Восточно-Моховой площади (север Федоровского месторождения нефти).

Рис. 2 - Динамика дебита нефти пласта БС10

Рис. 3 - Динамика обводнённости продукции скважин пласта БС10



1.3 Требования к закачиваемой воде

При определении показателей воды, закачиваемой в пласт, особое внимание уделяется наличию в ней растворенной нефти и взвешенных веществ, процентное содержание которых определяется коллекторскими свойствами горных пород. Данные нормативы, которые указаны в ГОСТе, соблюдаются при подготовке воды перед ее закачкой в пласт. Для этого применяют незамысловатые гравитационные методы воздействия. Однако исследования показали, что объем такой воды, закачиваемой через нагнетательные скважины, снижается значительно быстрее, чем объем более чистой пресной воды. Последствиями этого является увеличение затрат на поддержание приемистости нагнетательных скважин за счет увеличения давления нагнетания и более частых ремонтных работ. Кроме того, эксплуатация месторождения связана с определенными рисками загрязнения окружающей среды.

Загрязнение пресных вод чаще всего происходит из-за некачественной цементации затрубного пространства. В результате этого закачиваемая в пласт вода, содержащая хлориды и сульфаты, попадает в водоносный горизонт. Те же самые вещества способны активизировать процессы коррозионного воздействия на бетон, который разрушается в течение одного-двух месяцев, а срок эксплуатации месторождения может достигать нескольких десятилетий.

Но и это не самое опасное, что может произойти. Известно, что концентрация сероводорода на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки, превышает нормативы в несколько раз. Одной из причин такого высокого содержания сероводорода в пластовых водах является присутствие сульфатовосстанавливающих бактерий. Именно эти бактерии вырабатывают сероводород, который согласно норм должен полностью отсутствовать в водах.

Выходит, что подготовленная для закачки в пласт вода, должна соответствовать требованиям не только технологического характера, но и экологического.

Для системы поддержания пластового давления (ППД) на месторождениях чаще всего используют пресную воду, залегающую либо под землей, либо на ее поверхности. Такая вода требует предварительной очистки для исключения различных отложений в коллекторах. Но решающую роль играет вовсе не концентрация нежелательных включений, а соотношение размеров пор горных пород и закачиваемых в пласт частиц.

Требования к нефтепромысловым сточным водам используемых для систем ППД, предъявляются по трем основным показателям: содержанию эмульгированной нефти (нефтепродуктов) и частиц твердых механических примесей, микробиологической и химической совместимости ее с пластовой водой и породой коллекторов.

Для того, чтобы избежать заиливания порового пространства, необходимо, чтобы взвешенные в воде частицы были в пять и более раз меньше пор горных пород-коллекторов.

Рядом нефтяных компаний определено требование, касающееся максимального размера механических примесей, находящихся в воде, которая применяется для ППД. В зависимости от коллекторских свойств горных пород это значение может составлять от 1 до 5 мкм. Для соблюдения этого условия воду процеживают через калиброванные отверстия на последнем этапе очистки.

Для обеспечения надлежащей приемистости водонагнетательных скважин, выполнения задач поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи к нагнетаемой воде предъявляются следующие основные требования.

1. Вода не должна вступать в химическую реакцию с пластовыми водами, так как при этом может происходить выпадение осадка и закупорка пор пласта.

2. Количество механических примесей в воде должно быть небольшим, так как это может приводить к засорению призабойной зоны пласта и потере приемистости воды скважинами.

3. Вода не должна содержать примесей сероводорода и углекислоты, вызывающих коррозию наземного и подземного оборудования.

4. При использовании для нагнетания воды поверхностных источников она должна подвергаться обработке на биологиче-скую очистку от микроорганизмов и спор водорослей. Попадая вместе с нагнетаемой водой в поры пласта, микроорганизмы и споры водорослей могут оказаться в благоприятных температур-ных условиях для размножения, что приведет к закупорке пор пласта. Особую опасность представляет попадание в поры пласта анаэробных бактерий, способных восстановить серу из ее соеди-нений в минералах, составляющих пласт. Это обусловливает появление в пластовых водах сероводорода со всеми вытекаю-щими из этого неблагоприятными последствиями -- сероводород-ная коррозия подземного оборудования, засорение нефти и газа сероводородом и т. д.

5. Нагнетаемая вода не должна вызывать разбухание глинис-тых пропластков внутри объекта разработки и глинистых частиц цементирующего материала пласта. Это может привести к за-купорке пор и разрушению призабойной зоны скважины с на-рушением целостности эксплуатационной колонны. Вопрос взаимодействия воды с глинами пласта изучается на стадии подготовки геолого-промысловых материалов по место-рождению и проектированию разработки. Тогда же отрабаты-ваются мероприятия по подготовке воды, не приводящие к раз-буханию глин.

6. Нагнетаемая вода должна обладать хорошей способностью отмывать нефть от породы. Это достигается добавлением к воде поверхностно-активных веществ.

1.4 Повышение качества подготовки пластовой воды

Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает:

1) осветление мутных вод коагулированием;

2) декарбонизацию;

3) обезжелезивание;

4) ингибирование.

Осветление мутных вод коагулированием осуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести. Для этого в воду добавляют реагенты (сернокислый алюминий, хлорное железо, железный купорос и др.), называемые коагулянтами. В результате реакции коагуляции происходит укрупнение взвешенных частиц и образуются хлопьевидные соединения, которые оседают в воде.

Декарбонизация выполняется с целью удаления из воды бикарбонатов кальция и магния. В противном случае, отлагаясь в пласте, соли кальция и магния могут существенно затруднить фильтрацию нефти и газа. Сущность декарбонизации состоит в подщелачивании воды гашеной известью с тем, чтобы вызвать коагуляцию ненужных примесей.

Обезжелезиванием называется удаление солей железа из воды с целью предотвращения загрязнения фильтрующих поверхностей скважин железистыми осадками. Для этого применяют аэрацию, известкование и другие методы.

В ходе аэрации - процесса обогащения воды кислородом воздуха - из солей железа образуется нерастворимый гидрат окиси железа, оседающий в воде в виде хлопьев. Однако при аэрации из воды удаляются не все соли железа, а сам процесс требует использования весьма громоздкого и сложного оборудования. Кроме того, аэрация повышает коррозионную активность воды.

При известковании в воду добавляют известковое молоко, что также приводит к образованию нерастворимого осадка гидрата окиси железа.

Ингибированием называется обработка воды ингибиторами - веществами, замедляющими процесс коррозии. По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.

Реагенты-бактерициды используют для подавления жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Одним из наиболее эффективных реагентов является формалин.

Известны высокие нефтевытесняющие и нефтеотмывающие свойства утилизируемых через систему ППД попутно-добываемых пластовых вод. Заводнение пластов водами, извлеченными из данного пласта и содержащими значительное количество ПАВ, входящих в состав деэмульгаторов и ингибиторов коррозии, применяемых при процессе добычи нефти, существенно повышает показатели разработки месторождений и исключает ряд проблем, связанных с образованием осадков в результате нарушения химического равновесия пластовых вод.

В НГДУ взято стратегическое направление по организации сброса основного объема попутно-добываемой пластовой воды на месторождении, где она добывается. Причем сбор, подготовка нефти и воды осуществляется по закрытой герметизированной системе, т. е. без применения вертикальных стальных резервуаров. При этом улучшается экологическая ситуация на территории за счет исключения выбросов нефтяного газа, сероводорода, а также снижения коррозионной агрессивности попутно-добываемой пластовой воды в результате попадания в нее кислорода воздуха. Основная сложность при этом - обеспечение высокого качества подготовки воды по содержанию в ней нефтепродуктов и взвешенных частиц, сульфидов железа, т. к. время нахождения пластовой воды в отстойной аппаратуре ограничено.

В интенсификации процессов образования осадков сульфида железа основную роль играют сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ). Наряду с образованием сульфидсодержащих осадков (ССО) СВБ инициируют процессы питтингообразования и коррозию стали систем нефтесбора и ППД. Процессы образования осадков FeS, начинаясь в забоях добывающих скважин, продолжаются на всех технологических звеньях добычи нефти и охватывают практически весь кругооборот движения пластовой воды.

Особо сложную проблему осадки FeS вызывают в результате кольматации ими призабойной зоны нагнетательных скважин. Восстановление приемистости этих скважин - процесс сложный и трудоемкий. Снижение интенсивности образования ССО в технологических звеньях добычи нефти является важной задачей для производственников.

В НГДУ накоплен значительный опыт по снижению образования ССО и повышению качества подготовки пластовой воды на установках ее предварительного сброса за счет создания герметизированной системы подготовки пластовой воды и применения бактерицидов и реагентов комплексного действия, разработанных в ОАО «НАПОР» (г. Казань), как СНПХ-1004, Реапон-ИФ. Практика показала, что достижение высокого качества подготовки нефти и утилизируемой в системе поддержания пластового давления (ППД) сточной воды, а также снижение удельного расхода деэмульгаторов на подготовку нефти, невыполнимо без организации высокоэффективной системы внутритрубной деэмульсации на месторождениях.

Организация эффективной системы внутритрубной деэмульсации на месторождениях предусматривает:

· подбор и обустройство точек ввода деэмульгатора на месторождении и установлении их оптимального количества;

· организация регулярной заправки дозаторных установок деэмульгаторами;

· составление и выдача промыслам технологических регламентов по дозированию эффективных марок деэмульгаторов;

· контроль за работой дозирующих устройств и эффективностью применяемых деэмульгаторов;

· подбор эффективных марок деэмульгаторов для применения в системе нефтесбора, работающих при низких температурах (5-70С).

Наряду с организацией системы внутритрубной деэмульсации параллельно создается система ингибиторной защиты сборных нефтепроводов, т. к. с появлением высокоминерализованной пластовой воды в сборных нефтепроводах, они начинают работать как водоводы, транспортирующие пластовые воды. При этом сокращается срок их безаварийной эксплуатации из-за высоких скоростей коррозии, резко возрастают затраты на ликвидацию последствий аварий, связанных с порывами нефтепроводов.

Основные принципы организации системы внутритрубной деэмульсации рассмотрим на примере НГДУ. НГДУ разрабатывает 17 нефтяных месторождений с общим действующим фондом 3676 единиц. Нефти разрабатываемых месторождений характеризуются высокой вязкостью, большим содержанием АСПО. Практически все продуктивные пласты заражены СВБ. Более 90% добывающих скважин в своей продукции содержит сероводород. 3104 скважин эксплуатируются штанговыми глубинными насосами, 569 скважин - погружными электронасосами (УЭЦН и УЭДН). Штанговыми глубинными насосами добывается 20% жидкости и 50% нефти, погружными электронасосами добываются 80% жидкости и 50% нефти. Ежесуточно добывается совместно с нефтью около 24000 м3 высокоагрессивной пластовой воды.

Средняя обводненность добываемой нефти в целом по НГДУ составляет 84,0% весовых. Добываемая продукция основных нефтяных месторождений имеет высокую обводненность и составляет соответственно: 90,2%, 76,2%, 90,6%, 75,5%. Добываемая пластовая вода этих месторождений нефти имеет достаточно низкую минерализацию (плотность от 1,05 до 1,13 г/см3) и низкие значения рН (5,8-6,5). Образование высоковязкой эмульсии приводит к резкому росту давления в нефтепроводе. При больших объемах перекачиваемой жидкости и протяженности нефтепровода транспортирование высоковязкой эмульсии зачастую становится невозможным без дополнительного введения деэмульгаторов. В НГДУ применяется, в основном, лучевая система нефтесбора. При этой системе нефть с добывающих скважин собирается на автоматизированной групповой замерной установке (АГЗУ). Продукция нескольких АГЗУ через сборный нефтепровод поступает на установки сепарации и предварительного сброса воды (УПС). К УПС подходят несколько сборных нефтепроводов (потоки) из разных районов нефтяного месторождения. По сборным нефтепроводам на УПС должна поступать разрушенная водонефтяная эмульсия. Остаточная обводненность должна быть не более 5%.

Основными критериями выбора точек ввода деэмульгатора является объем нефти, поступающей на АГЗУ, ее обводненность и давление на АГЗУ. При поступлении на АГЗУ более 50 м3 нефти с обводненностью от 20 до 70% и повышении давления на АГЗУ в 1,5-2 раза от начального значения (т. е. в период добычи безводной нефти) целесообразно установить дозирующий насос с емкостью (например, дозирующее устройство типа УДЭ или БР-2,5). Для обеспечения надежной работы системы внутритрубной деэмульсации на каждый район нефтедобычи (8-9 АГЗУ) должны быть установлены не менее трех дозирующих устройств. При прочих равных условиях при выборе точки для дозирования деэмульгатора преимущество отдается АГЗУ, расположенной на начальном участке нефтепровода. Сегодня на месторождениях НГДУ 200 АГЗУ (60% от количества АГЗУ) оборудованы дозаторными устройствами и до 90% добываемой жидкости обрабатывается реагентом комплексного действия Реапон-ИФ. Наряду с дозированием комплексного реагента Реапон-ИФ на АГЗУ производится периодическая заливка его в затрубье 650 скважин, осложненных образованием эмульсии и коррозией оборудования. Разработаны технологии защиты от коррозионного разрушения протяженных нефтепроводов путем периодической прокачки пробок минерализованной пластовой водой, содержащей ударную концентрацию ингибиторно-бактерицидной композиции или комплексно-действующего реагента Реапон-ИФ. Применение данных технологий позволило увеличить срок службы протяженных нефтепроводов, транспортирующих высокоагрессивные водонефтяные эмульсии, в 1,5-2 раза. Удельная частота порывов сократилась в 2,5 раза - в нефтесборе, в ППД - в 8 раз.

Благодаря созданию оптимальной системы раннего введения реагентов, обладающих деэмульгирующими, ингибирующими коррозию и бактерицидными свойствами и повышению охвата обработкой реагентами добываемой жидкости, удалось добиться высокого качества подготовки пластовой воды на УПС без применения вертикальных стальных резервуаров, т. е. по закрытой герметизированной системе, при сравнительно низких удельных расходах комплексных реагентов. Отказ от применения для подготовки воды вертикальных стальных резервуаров позволил резко снизить коррозионную агрессивность пластовой воды за счет исключения попадания в нее кислорода при дыханиях резервуаров.

Среднегодовые значения качества утилизируемой на месторождениях пластовой воды в течение ряда последних лет по содержанию нефтепродуктов составляет не более 25 мг/дм3 при норме 40 мг/дм3, по количеству взвешенных частиц не более 6…8 мг/дм3 при норме 10 мг/дм3. Благодаря улучшению качества утилизируемой на месторождениях пластовой воды удалось снизить количество ремонтов нагнетательных скважин по восстановлению их приемистости в 1,5 раза.

Установлена высокая эффективность реагентов комплексного действия СНПХ-1004 и Реапон-ИФ при их дозировании в системе нефтесбора и ППД. Установлены также пределы обводненности добываемой жидкости (20-90%), при которых достигается максимальная эффективность применения комплекснодействующего реагента Реапон-ИФ при минимальных удельных расходах. В результате улучшения качества подготовки пластовой воды, используемой в системе ППД, удалось существенно улучшить и показатели разработки месторождений.



1.5 Подготовка воды с помощью кустового сброса

Наряду с существующими методами очистки предлагается ранний сброс воды на кусте скважин. Основной задачей кустового сброса является отделение и подготовка до норм ППД свободной воды от основной продукции в районе куста добывающих скважин, что позволяет своевременно разделять воды разные по своим физико-химическим свойствам. Далее отделенная и подготовленная вода по трубопроводам направляется в систему ППД, а частично обезвоженная нефть - в центральный пункт сбора нефти, где происходит ее доподготовка, включающая в себя отделение воды и газа из эмульсии.

Одним из достоинств технологии кустового сброса является то, что все схемы кустового сброса не являются площадочными объектами требующими:

*высоких энергозатрат на перекачку и очистку воды;

*высокой металлоемкости объекта;

*постоянного контроля и надзора обслуживающего персонала.

Существует несколько вариантов аппаратурного оформления объектов кустового сброса. При выборе одного из них следует помнить, что описанные системы не являются универсальным средством по сбросу воды. Перед выбором одного из них следует провести необходимые исследования, с целью подбора наиболее эффективного метода для конкретного случая.

Внедрение в производство установок кустового сброса позволит в перспективе:

1. Осуществлять сброс основной массы попутно добываемой пластовой воды непосредственно на месторождении (до 80 % от добываемого объема жидкости);

2. Повысить качество подготовки нефти и воды за счет дополнительной деэмульсации нефти на ранних участках сбора;

3. Разгрузить УПСВ, стабилизировать работу УПН;

4. Снизить объемы балластной перекачки в интервале добывающая скважина - нагнетательная скважина;

5. Значительно экономить электроэнергию;

6. Снизить протяженность низко- и высоконапорных водоводов;

7. Снизить количество порывов по причине коррозии;

8. Предотвратить смешение вод различных горизонтов;

9. Снизить нормы расхода воды из поверхностных источников;

10. Избежать высоких затрат на реконструкцию объектов водоподготовки;

11. Улучшить экологическую ситуацию района расположения предприятия;

12. Снизить коррозию нефтяного оборудования.

Кустовой сброс с применением аппаратов ОГВ-Г

Установка состоит из узла фазового разделения эмульсии (УФРЭ), выполняющего также роль успокоителя потока, емкости-буллита отстойника горизонтального водяного с гидрофобным слоем, ОГВ-Г и шурфа-колодца с УЭЦН для подготовки утилизации сбрасываемой воды в систему ППД (рис.4).

Рис. 4 - Схема установки кустового сброса с применением аппаратов ОГВ-Г

Установка работает следующим образом: продукция куста скважины в виде газожидкостной смеси поступает в УФРЭ, где происходит гашение пульсации потока и условное разделение его на три составляющие: нефть, газ и воду. Далее по отводящим трубопроводам, условно-разделенная продукция поступает в емкость-буллит, внутренней начинкой которой являются два маточника и перегородка, выполненная глухой снизу, а сверху, в области нефтяного слоя, срезается. Пластовая вода, поступая в емкость-буллит, проходит через гидрофобный слой, в качестве которого используется нефть, и скапливается в первом отсеке емкости. Затем, вода продавливается по патрубкам во второй отсек аппарата, где повторно происходит очистка. Пластовая вода из отстойника с гидрофобным слоем, с остаточным содержанием нефтепродуктов до 50 мг/л, подается в межтрубное пространство скважины-шурфа, где под действием гравитации происходит осаждение механических примесей. Оставшиеся нефтепродукты после первичной очистки всплывают на поверхность воды, образуя со временем гидрофобный слой, который позволяет дополнительно очищать воду от нефтепродуктов до содержания 5-10 мг/л.

Для стабилизации режима работы установки в емкости-буллите устанавливается датчик уровня раздела фаз нефть-вода, сигналы с которого поступают на станцию управления УЭЦН (установка электроцентробежного насоса) инициируя команды частотному преобразователю, автоматизируя, таким образом, режимы закачки воды в систему ППД. Нефтяная фаза на выходе с аппарата соединяется с газовой и под собственным давлением транспортируется в сборный коллектор.

Кустовой сброс с применением аппаратов ОГН-П

Установка (рис. 5) состоит из двух параллельно работающих трубных водоотделителей (ТВО) совместных с депульсаторами, выполняющих также роль успокоителей потока, емкости буллита отстойника горизонтального с перегородками (ОГН-П), служащего для очистки воды до норм ППД и свечи рассеивания. ТВО монтируется на сваях, ОГН-П на плитах или площадке матрице. Установка работает следующим образом: нефтяная эмульсия с кустов скважин поступает в депульсатор и далее в ТВО, где происходит гашение пульсаций потока, а также разделение его на нефть, газ и воду. Далее по трем отводящим трубопроводам направляется в ОГН-П, внутренней начинкой которого является три перегородки, которые перекрывают только среднюю часть сечения аппарата, оставляя открытыми верхнюю и нижнюю часть, и устанавливаются так, чтобы верхние и нижние края образовывали ступени, понижающиеся по ходу движения потока жидкости внутри отстойника.

Рис. 5 - Схема работы установки кустового сброса с применением аппаратов ОГН-П

При этом, продукция подается в отстойник перед первой перегородкой: после заполнения отстойника движение жидкости организуется так, что нефтяная часть от входа к выходу отстойника движется переливаясь через верхние края перегородок.

Вода движется в нижней части отстойника, под нижними краями перегородок. Каждая перегородка ограничивает своим нижним краем движение нефтяной эмульсии в горизонтальном направлении и заставляет нефть переходить в следующий отсек, только переливаясь через верхние края перегородок. Каждый отсек, образуемый перегородками, работает как отдельный отстойник. При этом улучшается гидродинамика внутри отстойника, более полно используется его полезный объем, исключается турбулизация потоков, ускоряется слияние глобул пластовой воды и отделение ее от нефти, т.е. повышается эффективность работы всего аппарата и создаются условия для повышения качества нефти и воды, разделяемых в отстойник.

Система автоматического распределения потока жидкости внутри отстойника должна обеспечить повышение производительности отстойника по жидкости не менее чем на 20 % по сравнению с таким же отстойником без этой системы.

Отстоявшаяся пластовая вода с емкости-буллита ОГН-П по отводящему трубопроводу подается на кустовые насосные станции, откуда далее направляется в систему ППД. Уловленная нефть в ОГН-П выводится из аппарата и направляется в дренаж.

Свободный нефтяной газ из депульсаторов направляется в ТВО и далее смешиваясь с нефтяным потоком, направляется в центральный пункт сбора нефти. Газ с аппаратов ОГН-П по отводящим трубопроводам поступает на свечу рассеивания.

Кустовой сброс с применением аппаратов УФРЭ

Установка кустового сброса (рис. 6) включает три устройства фазового разделения эмульсии (УФРЭ-1,2,3), каждое из которых выполняет ряд отдельных функций. УФРЭ-1 служит для предварительного разделения потока продукции скважин на нефть, газ и воду. Также, УФРЭ-1 выполняет роль депульсатора, гася пульсации потока. УФРЭ-2 делит продукцию на три составляющие не из трех УФРЭ нефть, газ и воду. УФРЭ-3 используется для подготовки воды до норм ППД. Каждый монтируется на сваях и имеет свою собственную конструкцию.

Установка работает следующим образом: продукция скважин поступает в УФРЭ-1, где происходит ее первичная сепарация на нефть, газ и воду. Частично обезвоженная и разгазированная нефтяная эмульсия по подводящим трубопроводам поступает в УФРЭ-2 для дальнейшего более глубокого обезвоживания. Отделившаяся пластовая вода с УФРЭ-1,2 направляется в УФРЭ-3 через маточник для очистки до норм ППД. УФРЭ-1,2 обвязаны между собой газовой линией. Свободный нефтяной газ с УФРЭ-2 выводиться с установки вместе с потоком частично обезвоженной нефтяной эмульсии.

Рис. 6 - Схема работы установки с применением аппаратов УФРЭ

Установка работает следующим образом: продукция скважин поступает в УФРЭ-1, где происходит ее первичная сепарация на нефть, газ и воду. Частично обезвоженная и разгазированная нефтяная эмульсия по подводящим трубопроводам поступает в УФРЭ-2 для дальнейшего более глубокого обезвоживания. Отделившаяся пластовая вода с УФРЭ-1,2 направляется в УФРЭ-3 через маточник для очистки до норм ППД. УФРЭ-1,2 обвязаны между собой газовой линией. Свободный нефтяной газ с УФРЭ-2 выводиться с установки вместе с потоком частично обезвоженной нефтяной эмульсии.

Одним из основных ожидаемых результатов от внедрения установок кустового сброса является повышение эффективности очистки и утилизации попутно добываемой пластовой воды за счет исключения смешения вод различных горизонтов и, соответственно, предотвращения солеотложения. Кроме того, снизятся металлоемкость системы нефтесбора и поддержания пластового давления, а также энергетические затраты за счет исключения мощных насосных агрегатов, что в конечном счете позволит разгрузить кустовые насосные станции (КНС) для системы ППД. Так же внедрение кустового сброса позволит разгрузить установку предварительного сброса воды (УПСВ), тем самым стабилизировав работу установки подготовки нефти (УПН) и всей системы сбора.

Но, из-за разнообразия характеристик и свойств пластов нефтяных месторождений до сих пор нет единых нормативных требований, регламентирующих содержание в воде нефти и механических примесей. Неудовлетворительный контроль за качеством воды, закачиваемой в пласт со стороны нефтяных компаний предопределяет низкий коэффициент нефтеотдачи пласта. Поэтому, по всей видимости, назревает необходимость о создании федеральной службы контролирующей качество закачиваемой в пласт воды.

В ходе проведения анализа существующих систем сбора была определена технологическая необходимость организации кустового сброса воды с последующей ее закачкой в систему ППД, обоснована целесообразность применения трубных аппаратов для организации технологии взамен емкостных. Также были проанализированы и выбраны оптимальный способ и устройства для осуществления очистки отделенной пластовой воды.

Вместе с тем, в настоящее время отсутствует научное обоснование совмещения технологического процесса сброса воды с ее очисткой непосредственно в теле трубного аппарата, поэтому дальнейшие исследования направлены на разработку технологии кустового сброса и подготовки воды. Для этого необходимо проведение исследований, направленных на определение физико-химических свойств добываемых жидкостей, подбор химических реагентов и моделирование технологического процесса разрушения эмульсии в теле трубных аппаратов.

1.6 Технологии очистки воды

При закачке в пласт любых флюидов, в том числе идеально чистых, происходят эффекты самокольматации пласта несцементированными частицами, содержащимися в любом из них. Эти процессы имеют место как в зоне перемещения нефти к призабойной зоне добывающих скважин, так и в зоне движения закачиваемой воды со стороны нагнетательных скважин. В связи с этим имеет место ухудшение коллекторских свойств пласта (пористости, проницаемости) и снижение как приемистости нагнетательных, так и продуктивности добывающих. Закачка в пласты чистой воды существенно улучшает условия вытеснения нефти и тормозит ухудшение коллекторских свойств пласта, обеспечивая вытеснение нефти из большего числа порово-трещинных каналов, увеличивая тем самым нефтеотдачу пластов.

Определенную опасность кольматации пласта вызывает железо, которое имеет способность выделять хлопья размером от 1 до 3 мм. Еще одной причиной снижения проницаемости пласта может быть образование сульфидов железа. При проектных значениях системы ППД может образовываться порядка 16 кг коллоидных частиц в сутки, которые окажут непосредственное влияние на кольматацию пласта. На этот процесс может оказать влияние коллоидная сера, образующаяся в результате взаимодействия кислорода с сероводородом. Растворенный кислород в достаточном количестве присутствует в водах наземных источников.

Исходя из всего вышесказанного, можно сделать вывод, что эффективными методами очистки сточных и других топов вод считаются те, которые удаляют кольматирующую составляющую взвеси. Для очистки нужно разрабатывать технологии и необходимые для их реализации

устройства и установки.

Существующие методы очистки нефтепромысловых сточных вод подразделяют на физические и химические. К первым относят методы отстоя и флотации. Ко второму - воздействие реагентами, добавление которых в небольшом количестве способствует укрупнению частиц и резко повышает эффективность очистки.

Для очистки пресных вод применяют установки с зернистым фильтром, в качестве которого чаще всего используют кварцевый песок. Данный фильтрующий элемент прекрасно очищает воду от взвешенных частиц, но относительно нейтрален к железу.

Для очистки воды от железа применяют фильтрующие элементы с нанесенным на них слоем катализатора. Лучше всего, конечно, если сам фильтрующий элемент будет обладать каталитическими свойствами. Оптимальной скоростью фильтрации при этом считается значение в 5-10 метров в час в зависимости от процентного содержания железа.

Для очистки подтоварных вод применяют систему многоступенчатой очистки. В отстойнике происходит осаждение крупных взвешенных частиц и всплытие нефтяных пятен на поверхность. Во второй и третьей камерах также происходит удаление мелких частиц нефти. Следующая ступень очистки - это флотатор, где происходит образование пузырьков газа, уносящих за собой остатки нефти. Здесь же происходит подача коагулянта и удаление растворенных углеводородов, сероводорода и углекислоты. Дополнительная очистка от нефти происходит в электрохимическом флотаторе. В магнитном сепараторе находится намагниченная железная стружка, которая позволяет извлекать из воды растворенный кислород. Окончательным этапом очистки является процеживание воды через ультрафильтры. Тут задерживаются взвешенные частицы и нефтяные включения.

Каскадная технология подготовки и очистки воды

Для каскадной очистки сточной воды поступающей на КНС подбирали технические средства, которые выпускаются промышленностью или же могут быть изготовлены в промысловых условиях. К ним относятся:

- горизонтальные отстойники с гидрофобным фильтром и РВС обеспечивающие подготовку сточной воды базового качества для закачки в пласты с высокой проницаемостью;

- гидроциклон, аппараты АОСВ 2/2 для очистки и закачки сточной воды в пласты со средней проницаемостью,

- фильтры типа "Экон" и установка «КОАЛЕСЦЕНТ» для доочистки и закачки сточной воды в пласты с низкой проницаемостью;

- вибраторы типа БГ 170/150, для диспергирования содержащихся в сточной воде примесей на устье нагнетательных скважин,

- фильтрующие элементы проточные (ФЭП) для отвода сточной воды высокого качества из разводящих водоводов;

- емкости для сбора шлама при доочистке сточной воды;

- центробежные насосы для подачи многократно раздавленного водой шлама на КНС для закачки в высокоприемистые нагнетательные скважины.

Испытания показали высокую эффективность АОСВ 2/2, улучшающего показатели качества воды по ТВЧ и нефтепродуктам в 3-4 раза.

Несмотря на некоторые конструктивные недостатки роторного гидроциклона, он также показал хорошие показатели по качеству и представляется нам перспективным аппаратом. Что касается импортного гидроциклона фирмы Серк-Бейкер, то здесь следует отметить недостатки в исполнении отдельных узлов, которые до сих пор не позволили выйти на запланированные показатели по качеству - 20 мг/л по нефтепродуктам, и ТВЧ. Что касается УОПВ, то установка - позволяет произвести глубокую очистку пластовой воды со стабильными показателями на выходе. Технология работы установки основана на коалесцирующем эффекте первого этапа очистки и фильтрации воды через кварцевый песок на втором этапе.

Рис. 7 - Принципиальная схема каскадной технологии очистки закачиваемых вод

I - головные очистные сооружения I группы качества воды; 2 - гребенка; 3 - водоводы первой группы качества; 4 - КНС - кустовые насосные станции; 5 - узел доочистки воды второй ступени; 6 - водовод воды второй ступени очистки; 7 - узел доочистки воды третьей ступени; 8 - водовод воды третьей ступени очистки; 9 - узел очистки воды четвертой ступени; 10-13 - нагнетательные скважины, принявшие воду первой, второй, третьей и четвертой ступеней очистки.

Эффективность применения каскадной технологии очистки воды в основном связана с:

- вовлечением в разработку пластов низкой проницаемости и увеличением извлекаемых запасов нефти в объеме закачки воды повышенного качества;

- снижением объемов очистки воды по высшему качеству;

- сокращением затрат на электроэнергию для закачки воды из-за снижения темпов роста давления закачки при сохранении приемистости скважин;

- увеличением межремонтных периодов скважин, связанных с ОПЗ, и связанной с этим дополнительной добычей нефти;

- снижением числа порывов водоводов за счет снижения ДР;

- сокращением затрат на ремонтные работы, связанные с ОПЗ;

- уменьшением объемов шламов при изливах нагнетательных скважин при ремонтных работах;

- снижением числа вновь бурящихся скважин в связи с утратой приемистости пробуренных ранее;

- вовлечением в товарные поставки извлеченной из воды капельной нефти;

- проявлением экологического эффекта от снижения загрязнений окружающей среды при порывах трубопроводов с нефтесодержащими водами;

- исключением проблемы утилизации нефтесодержащих ТВЧ, характерной для других методов очистки и задачки пластовых вод;

- переводом части трубопроводов из высоконапорных в категорию низконапорных;

- снижением доли неэффективных затрат, связанных с бесполезной закачкой воды низкого качества в пласты, куда она поступать не могла в связи с кольматацией пор ТВЧ.

Описание процесса гидроциклонной установки

Агрегат гидроциклонной водоочистки был спроектирован для обработки 4000 кубических метров образующихся при добыче нефти сточных вод в сутки. Расчетная величина содержания взвешенных твердых частиц - до 70 мг/л, а свободных капель нефти - до 330 мг/л.

Сточные воды поступают в узел очистки через трубопровод PW-3001-А1 диаметром шесть (6) дюймов при температуре от + 3 °С до + 20 °С и направляются в подающий насос высокого давления. Этот насос - представляет собой центробежный насос c низкой сдвигающей способностью, который повышает рабочее давление. Местные операции пуска/остановки на передвижной грузовой платформе осуществляются с помощью ручного выключателя HS-001. После повышения давления сточные воды поступают в первый из двух гидроциклонных аппаратов.

Рис. 8 - Технологическая схема гидроциклонной установки

1 - насос; 2 - .гидроциклон S-001; 3 - сброс мех. примесей; 4 - панель таймера; 5 - гидроциклон S-002; 6 - сброс в аварийную емкость; 7 - нефть; 8 - отчищенная вода.

Первый гидроциклон, S-001, представляет собой установленный вертикально сепаратор для отделения твердых материалов от жидкости. Его назначение заключается в отделении твердых материалов от жидкости. В условиях установившегося течения поступающие сточные воды проходят через боковой патрубок и распределяются внутренней камерой по 73 гидроциклонным вставкам. Результатом этого является раскручивание твердых частиц и смещение их к стенкам вставки. Твердые частицы плотнее воды и движутся вниз по вставкам в конус сбора твердых частиц. Для установления интервала между выгрузками твердых частиц и продолжительности этой выгрузки используется цифровая панель с двумя таймерами. Как правило, интервал между выгрузками может составлять 2 часа, а продолжительность пребывания в открытом состоянии - 30 сек. Твердые частицы покидают расположенный на грузовой платформе узел по трубопроводу DO-4001-A1 диаметром 2 дюйма и направляются в обеспечиваемую другой стороной систему сбора и удаления твердых частиц с обычным расходом от одного до двух кубометров в сутки. Сточные воды со сниженным содержанием твердых частиц, покидающие аппарат S-001, содержат менее 25 мг/л взвешенных твердых частиц.

Второй гидроциклон, S-002, представляет собой расположенный горизонтально сепаратор для отделения воды от нефти. Назначение этого аппарата состоит в удалении нефтяных капель из потока сточных вод. В условиях установившегося течения свободные от твердых частиц сточные воды проходят через нижний патрубок и распределяются внутренней камерой по 42 гидроциклонным вставкам. Очищенные воды покидают каждую из вставок в суживающемся (нижнем) конце и перед выходом через выходной патрубок собираются в камере. Насыщенный нефтью промывочный раствор образует во вставке ядро и направленное к верхней части вставки противотечение.

Насыщенный, нефтью промывочный раствор покидает верхнюю часть каждой из вставок через отделительную диафрагму. Промывочный раствор из каждой из вставок собирается и вытекает из аппарата через патрубок отделительного кольца. Содержание нефтяных капель в водах, покидающих аппарат S-002, составляет менее 25 мг/л. Очищенная вода покидает систему по трубопроводу с расходом примерно 3900 кубометров в сутки. Регулирование расхода очищенной воды ниже по потоку осуществляется с помощью блока регулирования уровня. Собранный насыщенный нефтью промывочный раствор выходит из грузовой платформы через трубопровод RJ-2001-A1 диаметром 1,5 дюйма с расходом примерно 100 кубометров в сутки. Поток нефти регулируется клапаном давления, который регулируется с помощью блока управления отношением перепадов давления PDRC-005.

Выводы

Следствием некачественного надзора за закачкой является загрязнение пластов и низкий коэффициент нефтеотдачи. Засорение пласта обуславливается наличием в воде мелкодисперсных частиц, остатков нефтепродуктов и механических примесей, которые в свою очередь вызывают кольматацию пор, каналов и трещин. Кроме этого, постоянное увеличение обводненности добываемой продукции привело к тому, что существующие установки подготовки воды не могут справиться с такими большими объемами продукции и не доводят воду до необходимого качества.

Для решения этих проблем предлагается использовать установки кустового сброса, позволяющие утилизировать основную массу пластовой воды непосредственно на месторождении, предварительно доведя ее до соответствующих норм.

В результате многовариантного анализа различных технологий отделения фаз продукции скважин с механическими примесями выявлено и обосновано внедрение кустового сброса воды в трубном исполнении с новыми технологическими решениями и конструктивными элементами для ряда нефтяных месторождения.

Анализ существующих методов, технологий и технических решений сброса и подготовки попутно-добываемой пластовой воды в системе сбора показал, что наиболее перспективным является применение трубных аппаратов типа ТВО, УФРЭ или TOC.

При применении каскадной системы отчистки, она показала высокую эффективность, улучшающего показатели качества воды по ТВЧ и нефтепродуктам в 3-4 раза.



2. Технические показатели

2.1 Оборудование для подготовки закачиваемой воды

Принципиальная схема установки подготовки природных вод показана на рис.9.

Насос 1 забирает воду и подает ее в смеситель 3. По пути дозировочное устройство 2 вводит в нее коагулянт. В смесителе 3 коагулянт интенсивно перемешивается с водой, после чего обработанная вода поступает в осветлитель 4, где образуются и задерживаются хлопья. Окончательная очистка воды от хлопьев осуществляется в фильтре 5, откуда она самотеком направляется в резервуары 6. Затем насос 7 перекачивает воду на кустовые насосные станции (КНС), которые через нагнетательные скважины закачивают ее в пласт. Насос 8 служит для периодической очистки фильтра 5 от взвешенных частиц путем прокачки через него чистой воды.

Рис. 9 - Принципиальная схема установки подготовки природных вод 1 - водовод; 2 - дозатор; 3 - смеситель; 4 - осветлитель; 5 - фильтр; 6 - резервуар чистой воды; 7 - насосная станция 2го водоподъема; 8 - насос для промывки фильтров.

Рис. 10 - Открытая схема установки очистки сточных вод

1 - нефтеловушка; 2 - нефтяной насос; 3 - отстойник; 4 - насос; 5 - песчаные фильтры; 6 - емкость для чистой воды; 7 - насос для подачи воды на КНС; 8 - насос для промывки фильтров; 9 - отстойник для загрязненной воды.

В открытой системе вода, отделенная от нефти, направляется в отстойники, откуда сбрасывается в нефтеловушку 1, где от нее отделяются капли нефти диаметром более 80 мкм. Из нее отделившаяся нефть откачивается насосом 2, а вода, поступает в пруды - отстойники 3, где содержащиеся в ней механические частицы оседают на дно, а оставшаяся нефть всплывает на поверхность. Далее насосом 4 вода направляется в попеременно работающие песчаные фильтры 5 и поступает в буферную емкость 6, откуда насосом 7 направляется на КНС. Насосы 8 служат для промывки фильтров.