Процесс увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта с помощью закачки полиакриламида

Оборудование и сооружения:

нефтегазосепарационные установки первой ступени сепарации - НГСI-1,6-1600-1-ГП, второй ступени сепарации - НГС-II-0,6-1600-И и газосепараторы после каждой ступени ГС1-25-600-1-1;

установка подготовки нефти (УПН), подогреватели, автоматизированные ПТ16/150 для нефти - 2 шт., отстойник горизонтальный ОГ-200П, электродегидратор ЭГ-160/10;

установка подготовки пластовой воды - отстойник с патронным фильтром ОПФ-3000, буферные ёмкости для очищенной пластовой воды V-80 м3 - 2 шт.;

резервуарный парк РВС-1000 - 3 шт., РВС-3000 - 1шт., два РВС-1000 оборудованы как технологические и взаимозаменяемые, другие - для накопления кондиционной товарной нефти;

нефтяная насосная с технологическими насосами и насосами внешней перекачки нефти ЦНС38-66 - 4 шт. и НБ-125 - 2 шт. соответственно;

насосная для закачки воды в систему ППД типа ЦНС60-330 - 1шт., блок-гребёнки БГ-1 для распределения нагнетаемой воды по нагнетательным скважинам - 2 шт.;

насосная пожаротушения с резервуарами для хранения противопожарного запаса воды и раствора пенообразователя;

Промысловая котельная с тремя котлами на газовом и жидком топливе;

блочные дозировочные установки БР-10 и БР-2,5 для дозирования деэмульгатора и ингибитора коррозии;

наливная эстакада для налива нефти в автотранспорт и спецтехнику;

операторная с КИП и АТ;

промысловая химлаборатория.

Электроснабжение промысла, подсобных объектов и жилого бытового комплекса осуществляется от дизельной электростанции с четырьмя дизельгенераторами типа «Катерпиллар» мощностью 290 кВт каждый, комплектными трансформаторными подстанциями и линиями электропередачи на 6,0 и 0,4 кВ.

Защита от коррозии колонн скважин и подземных трубопроводов осуществляется двумя мощными катодными установками.

Внешний транспорт нефти осуществляется по нефтепроводу Чинарево - НПС-3 диаметром 219 мм и протяжённостью 41 км, принадлежащему компании «АНАКО», до приёмо-сдаточного пункта НПС-3.

Защита нефтепровода от коррозии осуществляется двумя СК3 (станции катодной защиты), питающимися электроэнергией от ЛЭП промысла и НПС-3.

На приёмо-сдаточном пункте компанией построены узел учёта нефти, два резервуара РВС-1000 для товарной нефти и противопожарная насосная с резервуарами воды и раствора пенообразователя.

Существующая система сбора и промысловой подготовки продукции скважин работает надёжно, аварий на трубопроводах и с оборудованием не было.

Требования к проектной системе внутрипромыслового сбора и транспорта нефти и газа для нового фонда скважин

Настоящим проектом предусматривается, начиная с 2004 проектного года, бурение шести добывающих скважин на юрские горизонты (№№81, 82, 83, 84, 85, 86) и перевод части добывающих скважин под нагнетание. Для опытно-промышленной разработки меловых горизонтов так же предусматривается бурение первоочередных пяти добывающих скважин №№ 97-М, 91-М, 92-М, 94-М, 95-М с целью апробирования различных технологий разработки и изучения меловых горизонтов.

Меловые отложения

Исходя из расположения на месторождении скважин №97-М и №79, рекомендуется подключить выкидной линией скважину № 97-М на площадку скважины № 21-М, а скважину №79 выкидной линией на ГЗУ № 1.

ГЗУ на УПН, расположенная на расстоянии 450-500м от опережающих добывающих скважин №№91-М, 92-М, 94-М, 95-М (и резервных 93-М, 96-М), полностью загружена.

ГЗУ №1 расположена от проектных скважин на расстоянии 700-850 м и по сравнению с ГЗУ на УПН имеет свободные места для подключения.

На основании анализа опыта сбора и перекачки высоковязкой нефти меловых отложений и в связи со значительным удалением проектных скважин от ГЗУ №1, на период опытных работ рекомендуется следующая система сбора и подготовки нефти перечисленных выше скважин (рисунок 1.8.1).

В центре четырехугольника из скважин №№91-М, 92-М, 94-М, 95-М создаётся площадка (сборный пункт), на которой монтируются сборная (аварийная) ёмкость объёмом 28 м3, замерная ёмкость объёмом 5м3, замерной блок из задвижек 80 мм Ч 1,6 атм., вертикальный нефтегазосепаратор (трап) объёмом 0,8м3, ёмкость для улавливания песка, насос НБ-32, дренажная ёмкость с насосным агрегатом (рисунок 1.8.2). Скважины выкидными линиями из нефтепроводных труб диаметром и толщиной стенки 89 х 3,5 мм с глубиной заложения 1 м подключаются к замерному блоку. Площадка располагается таким образом, что длина выкидных линий скважин не превышает 100-150м. Насос НБ-32 обвязан с замерной и сборной (аварийной) ёмкостями и нефтесборным коллектором диаметром и толщиной стенки 114Ч4,5мм с глубиной заложения 1 м, от площадки (сборного пункта) до емкостей площадки приёма нефти с других месторождений (Жиланкабак и др.), расположенных на УПН. Нефть меловых отложений со скважин перекачивается насосом НБ-32 в эти ёмкости и далее по существующей схеме вовлекается в процесс подготовки или направляется непосредственно на начало процесса подготовки нефти юрских отложений.

Продукция скважин №№91-М, 92-М, 94- М, 95-М по выкидным линиям поступает на замерный узел 1 (рисунок 12), на котором для каждой скважины смонтированы две задвижки, позволяющие переключать каждую из них на замерную ёмкость 3 или в общий коллектор на УПН. При замере дебита скважины её продукция направляется на калиброванную замерную ёмкость 3, где происходит замер дебита скважин за определённое время с последующим пересчётом на сутки, все остальные скважины работают в общий коллектор на УПН. После замера ёмкость опорожняется насосом 7 в общий коллектор на УПН. В случае аварий на коллекторе или других непредвиденных обстоятельствах продукция скважин может быть направлена на аварийную ёмкость 6 до полной остановки всех скважин с последующим опорожнением её насосом 7 в общий коллектор. Дренажная ёмкость ЕП -16 с насосным агрегатом, вмонтированным в ёмкость, предназначается для дренажа со всех действующих ёмкостей с последующей откачкой жидкой фазы в общий коллектор на УПН, а твёрдой в ёмкость для песка 5, из которой вывозится в шламонакопитель. Все ёмкости герметичные и их вскрытие может быть произведено только в аварийной ситуации.

Скважину №97-М выкидной линией из нефтепроводных труб 89Ч3,5 мм рекомендуется подключить на существующую площадку сбора скважин №№21-М, 16-М двумя задвижками Ду80 (рисунок 13). Скважину №79 выкидной линией из нефтепроводных труб 89 Ч 3,5 мм рекомендуется подключить на ГЗУ №1.

Все ёмкости и трубопроводы, смонтированные на сборном пункте, необходимо теплоизолировать и предусмотреть электронагреватели внутри всех ёмкостей.

В процессе опытных работ необходимы промысловые наблюдения за количеством выносимого песка, его оседанием в трубопроводах и в ёмкостях, оседанием на внутренних полостях трубопроводов и ёмкостей смолопарафинистых отложений и периодичностью их очистки, влиянием на внутреннюю поверхность коммуникаций коррозии от воздействия минерализованных пластовых вод с тем, чтобы использовать накопленный опыт при составлении проектных документов на промышленную разработку объекта.

Исходя из расположения на месторождении проектных скважин №№80, 82, 83, 85 и в зависимости от свободных мест для подключения к «Спутнику АМ40-14-400П», рекомендуется подключить скважины выкидной линией на ГЗУ №1. Остальные проектные скважины №№81, 84 и 86 рекомендуется подключить на ГЗУ, расположенную на территории УПН, так как они располагаются рядом с УПН. Подключение проектных скважин к ГЗУ будет происходить в зависимости от выбытия добывающих скважин под нагнетание. Рекомендованные к переводу под нагнетание добывающие скважины №№15-А, 52, 55, 66, 68. На основании анализа опыта сбора и перекачки нефти юрских отложений на период промышленной разработки рекомендуется следующая система сбора и подготовки нефти вышеперечисленных скважин (рисунки 11, 14, 15). Предлагаемая система сбора значительно сокращает протяжённость трубопроводов и при этом позволяет создать процесс сбора и подготовки нефти проектных скважин юрского эксплуатационного объекта без изменения существующей схемы сбора и подготовки.

На установке подготовки нефти и воды рекомендуется:

1. Ввести в схему подготовки оборудование предварительного сброса попутной воды до нагревателей ПТ 16/150 и оборудование по подготовке воды до нормативных требований. Эти мероприятия позволят разгрузить подогреватели и обеспечить достаточный технически необходимый резерв по мощности установки;

2. Для улучшения работы и достижения высокого КПД установки предварительного сброса воды рекомендуется построить теплообменник для подачи более нагретой эмульсии в УПСВ;

3. Увеличение объемов добываемой попутной воды создает нагрузку для работы отстойника с патронным фильтром для очищения сточных вод. Для оптимальной работы установки подготовки воды необходимо построить вспомогательный отстойник для улавливания нефтяных капель. Здесь же можно рекомендовать горизонтальные отстойники с гидрофобным слоем, которые показали в нефтяной промышленности высокую эффективность;

4. Автоматизировать некоторые процессы, в частности, замер уровней в резервуарах, контроль за работой фонда скважин из операторной;

5. Полная утилизация попутного нефтяного газа.

2.3 Требования и рекомендации по полной утилизации газа

На нефтепромысле применена напорная система сбора продукции с двухступенчатой сепапрацией газа на установке подготовки нефти (УПН). Выделившийся на нефтегазосепараторах первой и второй ступени сепарации газ проходит дополнительную осушку и далее используется, в основном на собственные нужды промысла.

Коэффициент использования нефтяного газа на собственные нужды промысла составляет по годам:

Годы	1999	2000	2001	2002	2003	2004
Коэффициент использования	66,9%	63,7%	74,8%	75%	74,7%	80,5%

В настоящее время попутный газ, используемый на собственные нужды на промысле Чинарево направляется на:

- печи подогрева нефти ПТ16/150 при ее подготовке до товарной кондиции;

- печи подогрева пресной воды ППТ-0,2 при обессоливании нефти;

- промысловую котельную (теплоснабжение промышленных зданий УПН, обогрев резервуаров, технологических трубопроводов и аппаратов);

- миникотельную (теплоснабжение бытового комплекса);

- котельную ремонтно-механической мастерской.

С целью повышения степени использования попутного газа ТОО "БИГ" в 2001-2002 гг. было приобретено необходимое оборудование и смонтирован газопровод для перевода одного из котлов промысловой котельной с жидкого топлива на газ. В осенне-зимний период (отопительный сезон) 2002-2003 гг., 2003-2004г.г., котёл работал на газовом топливе. Это мероприятие позволило увеличить использование попутного газа на 300-тыс.м3 в год. В 2002 г. полностью завершено строительство газопровода и проведены работы по переводу миникотельной, обеспечивающей теплоснабжение бытового комплекса вахтового посёлка и котельной ремонтно-механической мастерской на газовое топливо, что позволило увеличить использование газа на 90-110 тыс.м3 в год.

Ниже в таблице 2.1. приводятся прогнозные данные по полному использованию попутного газа на нефтепромысле Чинарево в течении 2005-2006 гг.

Таблица 2.1 Прогнозные данные по использованию попутного газа

Показатели:	2005г.	2006г.
Добыча нефти, тыс.т	101.2	120.1
Добыча газа, млн.м3	2,03	2,3
Поступление нефти на подготовку, тыс.т., всего	111.2	130.1
в том числе привоз нефти сторонних организаций, тыс. т.	10.0	10.0
Расход газа на подготовку 1 т. нефти, м3	13	13
Всего Используется на нужды промысла, млн.м3, в том числе:	1,917	2,29
1. на установке подготовки нефти в печах ПТТ16/150 и ПТТ-02	1.446	1.690
2. промысловой котельной (теплоснабжение промышленных зданий, обогрев резервуаров, технологических трубопроводов и аппаратов	0.296	0.296
3. миникотельнаой (теплоснабжение бытового комплекса)	0.100	0.100
4. котельная ремонтно-механической мастерской	0.01	0.01
5. Подогреватели ППТ-0.2 для подогрева воды	0.065	0.194
Сжигается на факеле, млн.м3	0,113	0,01
Коэффициент использования, %	94.5	99,5

Увеличение использования объема газа на собственные нужды предполагается:

- в связи с увеличением обводненности;

- Настоящим проектом с 2005г. предусматривается предварительный сброс воды, для чего будет приобретён и смонтирован концевой делитель фаз (КДФ) до подогревателей установки подготовки нефти, что потребует дополнительного подогрева воды для интенсификации процесса её отделения с применением подогревателей типа ППТ-02, работающих на газовом топливе;

- Полная утилизация попутного газа в 2006г. будет связана с увеличением добычи нефти, в том числе и высоковязкой нефти из меловых горизонтов на опытно-промышленном участке, имеющей незначительный газовый фактор, а также круглогодичной работой указанных выше подогревателей ППТ-02.

2.4 Технологический расчет

Определение поверхности теплообмена в теплообменниках

Для большинства теплообменников теплообмен в трубном пространстве осуществляется за счет конвекции при продольном омывании поверхности теплообмена потоком. Критерии Нуссельта Nu, а значит, коэффициент теплоотдачи , в зависимости от режима движения.

Методика расчета

Поверхность теплообмена в теплообменниках, работающих в стационарном режиме, определяют по формуле

S=Q/(Ktср),

где Q- количество теплоты, переданное в единицу времени через поверхность S,Вт.

Для теплообменников с цилиндрическими станками применяется уравнение

Q = KStcp,

где l - длина трубки теплообменника, м; n - число параллельно работающих труб; и - коэффициенты теплоотдачи с внутренней и наружной стороны трубы, Вт/(м2 .0С); r1 и r2 - внутренний и наружный радиус трубы, м; - толщина i-го слоя, м; - теплопроводность i-го слоя, м; K - коэффициент теплопередачи, отнесенных к поверхности S, Вт/(м2 .0С); S=- общая поверхность теплопередачи, м2 ; d - наружный диаметр трубы.

Количество переданной теплоты Q определяют из теплового баланса

Q = G1cp1(t-t)=G2cp2(t-t)

где cp1 и cp2 - удельная теплоемкость жидкостей 1 и 2, Дж/(кг. 0С); t- начальная температура нагреваемой жидкости, 0С; t - конечная температура нагреваемой жидкости, 0С; t- начальная температура охлаждаемой жидкости, 0С; t- конечная температура охлаждаемой жидкости, 0С.

Средний температурный напор, входящий в (1.2), при прямотоке или противотоке определяют как средне логарифмический

tcp = ,

где t0 и ts - разность температур жидкостей на обоих концах теплообменника. При прямотоке t0=t-t, ts=t-t, при противотоке t0=t-t, ts=t-t.

Если t0/ts2, то вместо среднего логарифмического температурного напора можно использовать средний арифметический.

Уравнение теплового баланса теплообменника, через который протекает нефтяная эмульсия и безводная горячая нефть, имеет следующий вид:

G1cp1(t -t)=,

где G1 и G 2 - соответственно количество поступающей в теплообменник безводной (горячей) и обводненной нефти (холодной), кг/ч; Gэ - количество поступающей пластовой воды вместе с нефтью, кг/ч; cp1, cp2, cp3 - удельные теплоемкости соответственно горячей, холодной нефти и пластовой воды, Дж/(кг.0С); t- температура эмульсии при входе в теплообменник, 0С; t- температура безводной (горячей) нефти при входе в теплообменник, а t- температура этой нефти при выходе из теплообменника, 0С; t - температура эмульсии, нагреваемая в теплообменнике (неизвестная), 0С; - к.п.д. теплообменника.

Формулу (5) можно представить так:

G1 cp1 (t- t)= Gэ cp3(t- t):,

а удельную теплоемкость эмульсии так:

cp3= cpн+В(cpв- cpн),

где В - содержание воды в эмульсии; cpн и cpв - соответственно удельная теплоемкость нефти и воды, Дж/(кг.0С); Gэ - массовый расход эмульсии, кг/ч.

Расчет

Определить длину теплообменника для нагревания G1= 14000 кг/ч раствора от температуры t= 120С до t = 920С.

Исходные данные: Удельная теплоемкость раствора cp = 4050 Дж/(кг.0С). Для нагревания используется G2 = 33000 кг/ч парового конденсата при температуре t= 1200С. Теплообменник имеет 100 труб диаметром 25*2 мм. В межтрубном пространстве установлены перегородки. Коэффициент теплоотдачи: для раствора, движущегося по трубкам, = 520 Вт/(м2 .0С); для конденсата движущегося в межтрубном пространстве, = 2300 Вт/(м2 .0С); теплопроводность стенки труб ст=45 Вт/(м .0С), толщина слоя отложения на стенках труб отл = 0,3мм, а их теплопроводность отл =1,7 Вт/(м .0С). Решение. Количество теплоты, передаваемой в единицу времени,

Q = G2cp1(t-t)=МВт.

Конечную температуру греющего агента определяют из уравнения

Q = G2cp2 (t- t),

t= 120-.

Так как конечная температура греющего агента меньше конечной температуры нагреваемой жидкости, должен быть предусмотрен противоток.

Изменение температуры

t= 12 t = 920С

t=87 t= 1200С

Средний температурный напор

tср=

Длина теплообменника, согласно (2)

l=

Подставляя в данное уравнение числовые значения величин: внутренний радиус трубы r1 ; r2 - наружный радиус трубы; rср отл и rср ст - средние радиусы отложений и стенки трубы, определим длину теплообменника

l=1,2 м.

2.5 Расчет водопровода на месторождении Чинарево

При гидравлических расчетах системы сбора на нефтяных месторождениях приходится сталкиваться с различными условиями движения продукции скважин по трубам. При транспорте ее за счет пластовой энергии в выкидных линиях скважин наблюдается движение двухфазной газожидкостной смеси, а при обводнении - трехфазной смеси.

Водонефтяные эмульсии почти всегда являются вязкопластичными жидкостями. Движение продукции осложняется также присутствием в потоке твердых частиц - механических примесей, парафинов и асфальтенов. При использовании печей при транспортировке нефти или, учитывая естественные потери тепла в окружающую среду, приходится выполнять гидравлические расчеты, учитывающие неизотермичность процесса.

Методика расчета Гидравлический расчет трубопровода предусматривает определение перепада давления по его длине, диаметра трубопровода или его пропускной способности. В основу расчета положено уравнение Бернулли

(z1+p1/g+w12/2g) - (z2+p2/g+w22/2g)=hП

Где:

z1 , z2 - геодезические отметки, м.;

p1, p2 - начальное и конечное давление;

w1,w2 - скорость жидкости в начале и в конце трубопровода, м/с;

hП - путевые потери напора, м.

Путевые потери напора складываются из потерь на трение и на местные сопротивления. При гидравлическом расчете промысловых трубопроводов местными сопротивлениями можно чаще всего пренебречь, пренебрегаем и сжимаемостью жидкости, тогда из (1.8) получим

p = pmp - zg

или суммарные потери напора

H = hmp (z1 - z2)

Потери давления на трение определяются по уравнению Дарси - Вейсбаха

pmp =*(Lw2/ D2),

а потери напора на трение из этой же формулы

hmp =*(Lw2/ D2g),

где:

L - длина трубопровода, м;

D - внутренний диаметр трубопровода, м;

w - средняя скорость течения жидкости в трубопроводе;

- коэффициент гидравлического сопротивления, который зависит от режима течения (числа Рейнольдса) и относительной шероховатости труб.

Число Рейнольдса можно определить в зщависимости от расхода жидкости по формуле:

Re = wD/v или Re = wD/

w=Q/F - скорость течения жидкости;

F - площадь поперечного сечения трубы;

V - кинематическая вязкость жидкости, м2/с;

- динамическая вязкость жидкости, Па*с.

При числе Рейнольдса Re 2320 режим давления жидкости в трубе ламинарный и гидравлические сопротивления определяют по формуле Стокса

 = 64/Re

При турбулентном режиме течения жидкости, когда Re 2320, для определения имеется ряд полуэмпирических формул.

При движении жидкости по трубам непосредственно у стенки труб образуется вязкий подслой, который может перекрывать или не перекрывать шероховатость этой трубы. Если микронеровности стенки не выступают за вязкий подслой, стенку считают гидравлически гладкой, если выступают - гидравлически шероховатой. Толщина вязкого подслоя зависит от скорости течения жидкости. Чем больше эта скорость, тем она меньше.

Существуют зоны гладкого, смешанного и шероховатого трения. Границы зон определяют величиной выступов шероховатости. В расчетах трубопроводов принимают «эквивалентную» шероховатость Кэ. Эквивалентная шероховатость определяется опытным путем. Для стальных цельнотянутых труб величина Кэ колеблется в пределах 0,1-0,2 мм.

- Зона гладкого трения лежит в диапазоне чисел Рейнольдса от Re = 3000-4000 до Re = 15D/ Кэ, где D - внутренний диаметр трубопровода. В этой зоне справедлива формула Блазиуса

= 0,3164/Re0,25

- Зона смешанного трения лежит в диапазоне 15D/Кэ<Re<560D/Кэ. В этой зоне для расчета гидравлического сопротивления используется формула Альтшуля

= 0,11(68/Re+2Кэ/D),25

- Зона шероховатого трения (в диапазоне 560D/Кэ<Re и 2Кэ/D,<0,007) обычно называют автомодельной или квадратичной. В этой зоне величина 68/Re становится пренебрежимо малой по сравнению с 2Кэ/D,, и формула называется формулой Шифирсона и принимает вид

= 0,11(2Кэ/D),25

В нефтепроводах наблюдается в основном турбулентный режим с зоной гидравлически гладких труб, а в газопроводах могут встречаться все вышеперечисленные режимы течения.

Расчеты трубопровода выполняются для наиболее сложных условий их работы - при максимальной нагрузке по жидкости и ее максимальной вязкости.

Приведенные формулы позволяют определить перепад давления на длине трубопровода и рассчитать начальное давление перекачки.

Гидравлический расчет простого напорного трубопровода, транспортирующего жидкость в однофазном состоянии, сводится к определению одного из следующих параметров:

- пропускной способности трубопровода Q;

- необходимого начального давления p;

- диаметра трубопровода D.

Для определения пропускной способности трубопровода или его диаметра задаются режимы течения жидкости, а затем определяют Q или D, после чего обязательно проверяют правильность выбора режима по числу Рейнольдса.

По величине напора (или давления) можно определить мощность перекачивающего насоса

N=wHg/1000

Где:

- общий коэффициент полезного действия насосной установки;

1000 - переводной коэффициент Вт в кВт.

Расчет

Исходные данные:

По рельефному трубопроводу длиной L = 100 км транспортируется нефть с расходом Qн = 270 т/час. Плотность перекачиваемой нефти составляет н = 885 кг/м3 при кинематической вязкости v = 1,21*10-4 м2/с.

Геодезические отметки начального и конечного участков нефтепровода составляют соответственно zн = 120 м и zк= 122м.

Определить: диаметр нефтепровода, давление нагнетания насоса и его мощность.

Решение: Перед расчетами необходимо произвести выбор движения нефти по трубам согласно таблице 12^2.1 Джиембаева К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважинной продукции на нефтяных месторождениях. Учебное пособие для ВУЗов. Алматы: 2000..1. При вязкости v=1,21*10-4 м2/с рекомендуемая скорость при всасывании w = 1,1м/с, при нагнетании w = 1,2 м/с.

Таблица 2.2 Выбор скорости движения жидкости по трубопроводу для условий всасывания и нагнетания

Кинематическая вязкость , vн, м2/с*10-4	Рекомендуемая скорость, м/с
	При всасывании	При нагнетании
0,010-0,015	1,6	2,5
0,016-0,277	1,3	2,0
0,278-0,725	1,2	1,5
0,726-1,460	1,1	1,2
1,461-4,380	1,0	1,1
4,381-8,770	0,8	0,8

С учетом выбранной скорости нагнетания w = 1,2м/с определим диаметр трубопровода из формулы

w = Qн/F = 4* Qн/3600D2

Отсюда

D = v(4*270)/(3600*3.14*1,2) = 0,282 м.

На основании расчетного диаметра выбираем по ГОСТу ближайшую по размерам трубу с внешним диаметром

Dн = 325мм и толщиной стенок = 10мм.

Внутренний диаметр труб будет

Dвн = Dн - 2 = 325 - 2*10 = 305мм,

тогда фактическая скорость движения жидкости в трубопроводе с учетом выбранного диаметра

w = 4Qн/3600D2 = 4*270/3600*3,14*0,3052= 1,03м/с.

Режим движения жидкости по трубам определим по критерию Рейнольдса по формуле

Re = wDвн/v = 1,03*0,305/1,21*10-4 = 2588

Так как число Рейнольдса больше 2320, режим движения в трубопроводе турбулентный и определение коэффициента гидравлического сопротивления следует проводить по формуле Блазиуса

= 0,3164/Re0,25 = 0,3164/25880,25= 0,044

Потери напора на трение составят по формуле

Hmp = 0,044*(100000*1,032/0,305*2*9,81)= 781,9м.

С учетом разницы геодезических отметок начала и конца трассы трубопровода суммарные потери напора жидкости составят по формуле

Н = 781,9 +(122-120) = 779,9 м.

Давление насоса по формуле

Рн = gH = 885*9,81*779,9 = 6,79 МПа.

Для определения мощности насоса по формуле необходимо произвести перерасчет массового часового расхода в объемный

V = 270*1000/885*3600 = 0,085м3/с.

N = 1,03*781,9*885*9,81/1000*0,5 = 13983кВт.

По величине вычисленной мощности насоса, равной N = 13983 кВт производят подбор насоса типа ЦНС, БНДС и тд.

3. КОНСТРУКТИВНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Системы заводнения, условия их применения

В настоящее время большинство нефтяных месторождений разрабатывается с применением процессов поддержания пластового давления. В Российской Федерации свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В мировой практике добыча нефти из таких месторождений превышает 70% общего объема.

По способу расположения нагнетательных скважин различают законтурное, внутриконтурное, очаговое и избирательное заводнения пласта.

Законтурное заводнение - с расположением нагнетательных скважин за внешним контуром нефтеносности, вдоль периметра залежи (рис.9). Добывающие скважины также располагаются вдоль контура нефтеносности. Линии расположения нагнетательных скважин могут быть уделены от первых рядов добывающих скважин на 1-6км [4].

Наиболее благоприятные объекты для этого вида заводнения - продуктивные пласты, сложенные однородными песками, песчаниками и алевролитами с проницаемостью 0,3-1,0мкм2, не осложненные тектоническими нарушениями и содержащие маловязкую нефть (1-510-3 Пас).

Законтурное заводнение осуществляется часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходит падение пластового давления. Тем не менее, закачка воды в законтурную область пласта позволяет в течение одного - двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что она стабилизируется.

Использование заводнения нефтяных пластов привело вначале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, которые, согласны формуле Дюпюи, должны были при используемых перепадах давления, поглощать запроектированные расходы воды практически ее не принимали. Широкое применение методов воздействия на призабойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пласта и кислотные обработки, и, главным образом, создание повышенных давлений нагнетания привели к существенному увеличению приемистости нагнетательных скважин и, по сути дела, к решению проблемы их освоения.

Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выводам [4].

1. Законтурное заводнение позволяет не только поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне, но и превышать его.

2. Использование законтурного заводнения дает возможность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5-7% от начальных извлекаемых запасов. Оно позволяет применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин (20-60)104 м2/скв. при довольно высокой конечной нефтеотдаче, достигающей 0,50-0,55 в сравнительно однородных пластах, и при вязкости нефти в пластовых условиях порядка (1-5)10-3Пас.

3. При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное заводнение оказывает слабое воздействие на центральные части, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывается низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в целом не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении.

4. Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения извлечения из них нефти, выравнивания пластового давления в различных пластах и пропластках и т.д.

5. При законтурном заводнении довольно значительная часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную область, находящуюся за контуром нефтеносности, не вытесняя нефть из пласта.

Указанные результаты законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

Внутриконтурное заводнение применяют для интенсификации добычи по всей залежи, которая разрезается на отдельные площади или блоки рядами нагнетательных скважин (рис.10). На практике часто используют сочетание этой и первой систем заводнения [5].

Исследования и опыт разработки показали, что наиболее целесообразно разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки таким образом, чтобы между рядами нагнетательных скважин в блоке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин. Так возникла широко используемая разновидность рядных систем - блоковые системы разработки нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная и пятирядная. Эти системы впервые стали применять на месторождениях Самарской области.

Использование систем разработки с внутриконтурным разрезанием позволило в 2-2,5 раза увеличить темпы разработки по сравнению с законтурным заводнением, существенно улучшить технико-экономические показатели разработки. Блоковые рядные системы нашли большое применение при разработке нефтяных месторождений во многих нефтедобывающих районах, особенно в Западной Сибири.

При освоении нефтяных залежей на ненапорных режимах, когда основные запасы пластовой энергии израсходованы, а в недрах еще находятся значительные количества нефти как вторичный метод добычи обычно используют схему площадного внутрипластового заводнения. Закачка воды в пласт при этом осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных равномерно по всей площади залежи. Для получения большего эффекта скважины желательно размещать по правильным геометрическим сеткам (пятиточечная, семиточечная).

В последнее время, в основном с целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений, стали применять схемы очагового и избирательного заводнения. При использовании этих схем нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных участках пластов. Очаговое и избирательное заводнение стали впервые применять на нефтяных месторождениях Татарстана.

Итак, заводнение нефтяных пластов с его разновидностями в настоящее время - главный метод воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти. Это главенствующее положение метод заводнения сохранит, видимо, и в начале XXI в.

3.2 Источники воды и водоподготовка для заводнения

Источники воды. Один из наиболее важных вопросов при заводнении - где найти достаточное количество воды. По данным Форест Грея [2], на начальной стадии подачи воды в коллектор (период заполнения) требуется ее высокий расход - 150-300л на участок слоя площадью 0,4га и толщиной 0,3м. По окончании начального заполнения расход снижается и становится менее 150л на тот же участок пласта. В итоге объем воды должен составлять примерно 150-170% суммарного объема пор в пласте.

Разработчик может в зависимости от конкретных условий и факторов заводнения использовать как соленую, так и пресную воду. Если это не противоречит экономическим соображениям, соленая вода более предпочтительна. На большинстве месторождений над или под нефтяными зонами имеются пласты, насыщенные соленой водой. Можно бурить специальные скважины соответствующей глубины, выкачивать воду на поверхность, а затем снова закачивать ее в нагнетательные скважины. Если работы ведутся около моря, можно пользоваться морской водой. Однако в некоторых случаях ее необходимо обрабатывать.

Пресную воду можно найти в поверхностных водоемах и водотоках: озерах, искусственных водоемах и реках, если это не противоречит местным правилам водопользования. Однако эти источники могут иметь ограниченную емкость во время засушливых периодов и, кроме того, часто требуют дорогостоящей подготовки. Более предпочтительный способ - использование грунтовых вод аллювиальных водоносных горизонтов близи рек. В такие водоносные пласты бурятся неглубокие скважины; единственный недостаток заключается в том, что эта вода требует антибактериальной обработки. Наконец, пресную или маломинерализованную воду можно найти под поверхностью обычно на глубине до 300м. И снова необходимые затраты на водоизвлечение и водоподготовку следует соотносить с предполагаемыми доходами от заводнения.

Подготовка воды. Разработчики месторождений знают, что плохая подготовка воды может нанести проекту заводнения столько же вреда, как и любой другой фактор. Поэтому, после того как источник воды выбран, разработчик проводит ее анализ, чтобы узнать следующее:

· совместимость с водой коллектора;

· наиболее подходящий способ нагнетания воды;

· вид обработки, необходимый для получения воды, приемлемой для данного коллектора и вызывающей минимальную коррозию оборудования.

Такой анализ следует проводить периодически, чтобы обнаружить наличие трех нежелательных примесей: растворенных газов, минеральных компонентов и бактерий.

При исследований пригодности воды для заводнения исходят из следующих требований [2].

Требования к воде заводнения.

1. Вода должна быть по возможности чистой, не содержать больших количеств механических примесей и соединений железа. Предельное наличие механических примесей - 20-30мг/л, а иногда (кратковременно) до 150мг/л.

2. Вода не должна содержать сероводорода и углекислоты.

3. Закачиваемая вода не должна вступать с пластовой в химическое взаимодействие, которое сопровождается выпадением осадков, закупоривающих поры и трещины пласта.

4. Вода не должна содержать органических примесей (бактерий и водорослей).

Одно из главных затруднений, связанных с минеральными компонентами, - осаждение осадка. Когда минералы осаждаются из раствора, они перекрывают поры в породе и уменьшают, таким образом, пористость пласта. Во избежание такого процесса в воду добавляют изолирующие или хелатирующие агенты. Изолирующий агент отделяет катион металла от аниона раствора посредством хелатообразования, что решает проблему осаждения.

К воде часто добавляют ингибиторы коррозии. Это химикаты, регулирующие коррозионные взаимодействия металлического сплава с водой. Преимущество их использования заключается в том, что обсадные трубы и насосно-компрессорная колонна не изнашиваются так быстро и могут поддерживать высокие скорости добычи.

Водоподготовка проводится на очистных установках, где осуществляются следующие операции:

· коагуляция (укрупнение мельчайших взвешенных частиц);

· фильтрация (очистка воды от взвешенных частиц);

· обезжелезивание;

· смягчение-подщелачивание гашеной известью для доведения рН до 7-8

· хлорирование.

Для повышения эффективности базового метода воздействия на пластовую систему - нагнетание воды - используют различные физико-химические способы. Это закачка слабоконцентрированных растворов полимеров, поверхностно-активных веществ, щелочей и других химических реагентов; подача в пласт концентрированных растворов химреагентов в виде оторочек; нагнетание веществ, вступающих в химическое взаимодействие с элементами пластовой системы и т.д.

В качестве химических реагентов, совершенствующих способы заводнения, используют следующие вещества и классы веществ:

полимеры, поверхноствно-активные вещества (ПАВ), щелочи, кислоты, тринатрийфосфат, сернокислый алюминий и др.

3.3 Использование полимеров для повышения эффективности методов заводнения

Полимеры в нефтепромысловой практике в основном применяют для повышения нефтеотдачи, регулирования гидравлических характеристик таких элементов транспортных систем, как трубопроводы, насосы, приготовления буровых и изолирующих жидкостей (реагенты изоляции).

Полимеры используются для формирования водных, обычно слабоконцентрированных растворов, которые закачиваются в нагнетательные скважины. При этом улучшение метода заводнения и системы разработки в целом выражается, главным образом, в повышении коэффициента нефтеотдачи. Полимерные реагенты в процессе вытеснения нефти в первую очередь способствуют увеличению коэффициента охвата зохв пласта в результате снижения соотношения подвижностей воды и нефти kвмн /(мвkн). Показатель относительной подвижности П. П = kвмн /(kнмв). Из выражения для соотношения подвижностей вытесняющего агента и вытесняемой нефти видно, что в принципе этот параметр может быть снижен уменьшением фазовой проницаемости для воды kв и вязкости нефти мн, либо увеличением фазовой проницаемости для нефти kн и вязкости воды мв. Использование полимера направлено на увеличение вязкости воды. Если учесть, что, за исключением тепловых методов, возможностей для изменения фильтрационных характеристик пластовой системы практически не имеется, "загущение" закачиваемой воды является наиболее вероятным средством увеличения коэффициента охвата пласта при заводнении. Снижение относительной подвижности с 10 до 1 приводит к увеличению безводного площадного коэффициента охвата пласта зохв для пятиточечной расчетной модели с 35 до 69%. А к моменту достижения 95%-ной обводненности продукции скважин, охваченная заводнением площадь увеличивается на 15%. При этом количество закаченной и добытой воды уменьшается на 25%.

Действие полимера на другую составляющую коэффициента нефтеотдачи (коэффициент вытеснения звыт) сказывается в несколько меньшей степени. пласт скважина утилизация газ

3.4 Свойства полимеров и полимерных растворов

Полимеры -- это вещества со специфическими свойствами, обусловленными их строением. Они состоят из больших молекул цепного строения. Указанные цепи образуются последовательно чередующимися химически связанными звеньями - мономерами. Например, полиэтилен состоит из n молекул этилена:

n(СН2=СН2) (СН2 - СН2 - )n .

Число звеньев в цепи з (степень полимеризации) достигает 1000 и более, а молекулярная масса 104 - 106.

Полимеры делятся на три крупных класса: органические, элементоорганические и неорганические. В добыче нефти в основном используют органические и элементоорганические полимеры.

Для повышения нефтеотдачи используют в разных условиях много различных полимеров, но определенной эффективностью обладают реагенты типа полиэтиленоксидов, полисахаридов и реагенты на основе акриламидов.

Наибольшее распространение получили полиакриламидные реагенты: гранулированные, порошкообразные и гелеобразные. В настоящее время в соответствии с нормативными документами отрасли при проектировании процессов заводнения предусмотрено использование порошкообразных полиакриламидов ПАА.

Важная эксплуатационная характеристика полимера - его растворимость в воде, поскольку от полноты и скорости растворения в какой-то степени зависит эффективность процесса полимерного заводнения, а в некоторых случаях и применимость метода в целом.

В таблице 2.2 приведены основные факторы, влияющие на скорость растворения полимера в воде.

В таблице 2.3 приведены значения продолжительности приготовления 0,05 %-ного раствора ПАА и вязкости этого раствора в зависимости от интенсивности перемешивания. Критерий Рейнольдса определяют по формуле:

Re = n d2 / v,

де n - частота вращения мешалки, с-1 ; d - диаметр лопастей мешалки, м; н - кинематическая вязкость, м2 /с.

Данные о продолжительности приготовления 0,05%-ного раствора ПАА в зависимости от температуры растворителя, дисперсности реагента и концентрации NaOH при оптимальной интенсивности перемешивания (n = 800мин-1) приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Факторы, влияющие на скорость растворения полимера в воде

Фактор	Характер действия	Оптимальное значение
Молекулярная масса М	С увеличением М скорость растворения падает
Дисперсность реагента (диаметр частиц d)	С ростом размеров частиц увеличивается время набухания, а при чрезмерной дисперсности происходит слипание пылевидных частиц в гелеобразные слаборастворимые агрегаты	d=0,25-l мм
Интенсивность перемешивания	С повышением интенсивности перемешивания (частоты вращения мешалки, числа Рейнольдса потока) скорость растворения увеличивается, но вязкость раствора уменьшается	Частота вращения мешалки пропеллерного типа п=800-1000мин-1; числоRе=(20-25)103
Температура растворителя Т	С ростом Т скорость растворения увеличивается	1)Т=5-20°С (без подогрева) при d= 0,25-l мм; 2)Т=50-70°С при d>l мм
Добавление каустической соды (NaOH)	При повышенных температурах добавление NaOH способствует росту скорости растворения ПАА	Содержание NaOH 0,05-0,1% при Т=50-70 °С
Водородный показатель среды рН	С увеличением рН скорость растворения растет	рН = 4-10

Таблица 3.2 Приготовление 0,05%-ного раствора ПАА

Частота вращения мешалки, мин-1	Число Рейнольдса Re	Средняя линейная скорость, м/с	Продолжите- льность растворения, ч	Вязкость 0,05%-ного раствора ПАА, мПас
320	8650	0,67	8,3	1,53
795	21200	1,66	7,3	1,50
1415	37728	2,96	4,0	1,46
4000	166650	8,37	0,83	1,35
8000	322500	16,70	0,67	1,29

Таблица 3.3 Продолжительность приготовление 0,05%-ного раствора ПАА

Содержание NaOH,%	Диаметр частиц, мм	Продолжительность растворения (ч) при температуре растворителя, °С
		18-22	50	70
0	3,6-7,0	>24	-	8,0
0	1,0-3,6	>8	6,0	4,0
0	0,4-1,0	1,5	1,25	-
0	0,25-0,4	1,75	0,35	-
0	<0,25	3,5	2,5	-
0,05	3,6-7,0	-	-	5,0
	1,0-3,6	-	-	2,0
0,10	3,6-7,0	-	-	4,0
	1,0-3,6	-	-	1,5

3.5 Способы подачи полимерных растворов в пласт

При традиционной технологии полимерного заводнения в пласт закачивают оторочку раствора полимера с постоянной концентрацией. Оторочка в пласте перемещается водой системы ППД.

Содержание полимера в растворе и объем оторочки могут изменяться в широких пределах. В таблице 3.4 приведены значения указанных параметров, которые поддерживались при реализации полимерного заводнения на месторождениях США и Канады.

Таблица 3.4 Значения параметров полимерных растворов

Объект	Тип реагента	Минерализация закачивае-мой воды, %	Содержание полимера в воде, %	Размер оторочки,% порового объема
Тейбер Саут	Пушер-500	-	0,023	20
	Пушер-700
Брелум (Дьювел)	Пушер-700	-	0,0389-0,0075	25
Норт Бербанк	Пушер- 1000	0,12	0,025-0,0025	18
Тейбер Менвилл	Пушер-700	пресная вода	0,025	20
(Альберта, Канада)
Пембина (Альбер-	Пушер-700	0,025-0,03	0,1-0,01	4
та, Канада)
Уэст Семлек (Крук,	Реагент Bets	0,775	0,02	15
Вайоминг)
Оваско Юнит	Реагент	0,0315	0,05-0,025	14
(Кимвел, Небраска)	Calgon-454
Норд Стенли	Пушер-700	пресная вода	0,0285	17
(Осадж, Оклахома)	ПАА	0,05	-	14
Ист-Коалинг	Реагент	0,071	0,05	26
(Калифорния)	Kelzan

По способу института ТатНИПИнефть в пласте создается оторочка переменной концентрации: вязкость раствора во фронтальной части оторочки близка к вязкости вытесняемой нефти, а в тыльной части - вязкости раствора от контакта с высокоминерализованной пластовой водой перед оторочкой из полимерного раствора в пласт закачивают пресную воду в количестве 5-10% порового объема пласта. Метод обеспечивает снижение расхода реагента на процесс. Способ института БашНИПИнефть заключается в создании в пласте пятислойной оторочки (или пяти оторочек), при которой в нагнетательную скважину раствор ПАА закачивается вместе с щелочью, силикатом натрия, сточной и пресной водой. Осадкообразующие реагенты подают в пласт для снижения проницаемости водопроводящих каналов.

Для повышения эффективности предлагается:

– проводить закачку раствора ПАА и осадкообразующих реагентов попеременно с закачкой воды;

– подавать полимер в водоводы в виде суспензии, не растворившегося в воде порошка;

– удалять воздух (кислород) из закачиваемой воды;

– наносить покрытия из инертных материалов на внутреннюю поверхность стальных водоводов;

– использовать сточные минерализованные воды в качестве растворителя ПАА.

3.6 Подготовка и закачка полимерных растворов в пласт

Приготовление и закачку полимерных растворов можно проводить по различным технологическим схемам.

Например, установка (рисунок 2.1) по приготовлению водного раствора полиакриламида необходимой концентрации, применяемая на Орлянском нефтяном месторождении, рассчитана для работы с гелеобразным реагентом. Предварительно измельченный в специальном устройстве реагент подается в емкости, в которых происходит растворение благодаря кратной циркуляции, создаваемой специальными насосами.

Полученный 0,6-0,7%-ный раствор полиакриламида через фильтры грубой и тонкой очистки поступает в емкости, из которых отбирается дозировочным насосом типа ВКО-2/26 для последующей подачи на прием насосов кустовой насосной станции. При использовании в качестве дозировочного агрегата высоконапорного плунжерного насоса, например типа НС-1/150, подача концентрированного раствора может осуществляться и в выкидную линию КНС, т.е. в водовод высокого давления. Расход концентрированного раствора контролируется счетчиком типа СВШ-25.

Максимальная подача подобной установки составляет около 100 м3/сут,

в расчете на 0,6-0,7%-ный раствор ПАА.

При полимерном загущении воды на Арланском месторождении для повышения эффективности поставляемого промышленностью 8%-ного геля ПАА в установке подготовки раствора предусмотрена возможность гидролиза реагента в результате ввода в систему каустической соды. Эта установка (рисунок 2.2) позволяет готовить растворы на базе как гелеобразных, так и порошковых реагентов. Для этого на установке имеются гидросмесители с турбинами, бункер со шнековым погрузчиком и загрузочная емкость.

Для гидролиза ПАА используется специальное устройство (рисунок 2.3), состоящее из серии сообщающихся между собой цилиндрических колонок с вмонтированными внутри них электрическими нагревателями - ТЭНами мощностью 21 кВт каждый. Все ТЭНы снабжены автономными пультами управления. Смешение раствора ПАА с каустической содой осуществляется центробежным насосом, а подача NaOH из мерной емкости - дозировочным насосом.

Подобное электрогидролизное устройство, по мнению разработчиков, позволяет повысить вязкость рабочего раствора, гелеобразного ПАА с 2-3 до 4-5 мП с при тех же удельных расходах реагента или сократить расход реагента в 2 раза при неизменной вязкости раствора. Гидролиз 1%-ного раствора ПАА осуществляется 40%-ным раствором NaOH, раствор которого составляет 120-140 кг на 1 т 8%-ного геля ПАА. Время процесса 20 ч, температура 30-40 °С.

Проводятся работы по созданию типовых установок подготовки и дозирования полимерных растворов, например на базе установки типа УДПП-1,5 (разработчик ТатНИИнефтемаш).

Установка, предназначенная для обработки порошкообразных реагентов, включает три основных блока: дозирования, растворения и нагнетания.

Дозировочный блок состоит из накопительного бункера, автодозатора сыпучих материалов типа ДН-21У и смесителя.

Основные элементы блока растворения -- специальная многосекционная емкость, одновинтовой электронасос и фильтр.

В нагнетательный блок входит трехвинтовой электронасосный агрегат, предназначенный для подачи концентрированного раствора на прием насосов КНС.

Установка предусматривает возможность подачи раствора и в выкидную линию КНС. Для этого в нагнетательном блоке имеется плунжерный насос, который включается при давлении в водоводе более 16МПа.

Порядок подготовки и закачки полимерного раствора следующий:

На приемном столе вибросита вскрывают полиэтиленовые или крафт-мешки, в которых порошкообразный или гранулированный реагент поступает на промысел.

Просеянный и отделенный от крупных включений и посторонних предметов реагент при помощи шнекопогрузчика подается в накопительный бункер и далее в весовой автодозатор, который обеспечивает непрерывное дозирование порошка в смеситель.

В последнем происходит предварительное смешивание с водой. Циркуляция осуществляется насосом типа ФГ-14,5/1 Об. Смесь ...