Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Общий раздел

1.1 Общие положения

В настоящий момент в системе добычи нефти и газа для осуществления поддержания пластового давления (ППД) используют различные технологические жидкости (ТЖ), которые помимо закачки в пласт широко применяются для следующих целей:

повышения нефтегазоотдачи (ПНГО);

проведения подземного ремонта скважин (ПРС);

капитального ремонта скважин (КРС);

обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) с целью интенсификации притока (ИП) и ограничения водопритока (ОВП);

удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО);

разрушения отложений минеральных примесей (МП).

При всем многообразии областей применения ТЖ основным направлением является использование технологических сред для ППД и ПНГО. Эта сфера занимает первое место по объему используемой технологической жидкости. Ее доля среди общего объема «технологической» жидкости, используемой на нефтяных месторождениях, может быть оценена в 85 - 95 %.

Эффективная закачка, в первую очередь воды, на новых месторождениях обеспечивает заданную динамику отбора нефти и газа, на старых - замедление темпов ее падения.

Подготовка и закачка ТЖ в пласт для целей поддержания пластового давления (ППД) и повышения нефтеизвлечения (ПНИ) формируют крупную подотрасль в нефтегазовой отрасли. Объемы закачки ТЖ в несколько раз превышают объемы добычи нефти.

Анализ современной ситуации в нефтегазодобывающих объединениях показывает, что в условиях ограниченных поставок оборудования, труб и химических реагентов наиболее актуальным на сегодняшний день является вопрос ограничения закачки и отбора воды без ущерба для добычи. При решении этого вопроса главенствующее положение занимают затраты на подготовку и закачку ТЖ, включая смежные затраты во всей системе добычи, с другой - технологический и экономический эффект.

1.2 Технологические жидкости

Для закачки в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления и повышения нефтегазоотдачи используют индивидуальные среды, растворы различных веществ, композиции веществ, представляющие собой побочную продукцию или отходы крупнотоннажных процессов нефтедобычи, нефтехимии или иных производств, а также некоторые другие жидкости.

Все нагнетаемые в пласт технологические среды делятся на две крупные группы, характеризующиеся сменой фазового состояния при изменении термобарических условий транспортировки и закачки.

Технологически стабильные среды (ТСС) при любых условиях сохраняют однофазность, включая не режимные состояния (отказ, остановка, заполнение и т.д.).

Технологически нестабильные среды (ТНС) в процессе их перемещения от источника до пласта могут менять свое фазовое состояние.

Среди ТСС наибольшее применение находят:

- пресная или минерализованная вода поверхностных или подземных источников (речная, морская, озерная, пластовая), условно относимая к «первичной» воде;

- сточная пластовая вода (вода, отделенная от нефти и повторно закачиваемая в пласт - «повторная»);

- растворы полимеров в «первичной» или «повторной» воде;

- растворы поверхностно-активных веществ в «первичной» или «повторной» воде;

растворы иных веществ в воде.

Группа ТСС обладает различной физико-химической стабильностью, обусловленной влиянием термобарических и механических условий. Иерархия этих сред по степени влияния на внешние факторы показана на рис 1.

Рисунок 1 - Классификация нагнетаемых сред

Под воздействием внешних факторов вязкость полимерных растворов часто снижается. Они теряют свою основную технологическую способность - повышать коэффициент охвата пласта n_охв.. Разрушение структуры раствора под воздействием внешних факторов ведет к снижению нефтевытесняющих качеств оторочек из полимерных растворов. Чтобы применение таких ТСС было высокоэффективным необходимо предпринимать специальные меры, компенсирующие негативные факторы.

В составе сточных пластовых вод, помимо основного носителя - воды можно выделить три основных компонента:

тяжелые углеводороды - УВ;

механические примеси - МП;

сульфид железа - FeS , являющийся компонентом повышенной плотности.

Таким образом, группа ТСС включает в себя жидкости с различной степенью устойчивости (рис.).

Среди ТНС наибольшего распространение в нефтепромысловой практике получил диоксид углерода (СО₂ ).

1.3 Свойства и качество нагнетаемой в пласт воды

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника (с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения (рис. 2).

Источники закачиваемой воды могут быть разными. В настоящее время на различных промыслах используют воды: открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей); грунтовые (подрусловые и артезианские); глубинные (нижних и верхних глубинных водоносных горизонтов); сточные.

Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100 - 200 мг/л), небольшим содержанием взвешенных частиц.

Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей (глины или песка), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин.

Воды глубинных водоносных горизонтов в большей степени минерализованы и часто не требуют дополнительной подготовки.

Рисунок 2 - Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды, потребности в воде v и нефтеотдачи з по времени. где 1, 1мм - соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2,2м, 3 - соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 - потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 - расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная - эффект в добыче нефти от заводнения; косая экономии (возврат) воды.

Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы (15 - 3000 г/л) и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки.

На месторождениях Татарии и Башкирии используют поверхностные пресные воды. В Азербайджане и на п-ове Мангышлак - каспийскую воду.

На юрских продуктивных объектах месторождений Западной Сибири в качестве рабочего агента в основном используют воду апт-альб-сеноманского горизонта. Воды апт-сеноманского комплекса имеют практически повсеместное распространение, хлоридно-натриевые, слабощелочные, соленые с минерализацией 10 г/л.

Воды стабильны к выпадению карбонатов кальция, возможным является выпадение гидроокиси железа. Состав вод устойчив во времени. При смешении с пластовой водой они практически не дают осадка.

Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от:

свойств продуктивного горизонта (пласта);

от его строения и неоднородности;

от типа закачиваемой жидкости;

от характера решаемых промысловых задач.

Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде представлены в фундаментальной Справочной книге для добычи нефти (1974г.) и сформулированы следующим образом:

невысокое содержание механических примесей;

незначительное содержание эмульгированной нефти;

коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;

отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.

Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода (СО₂) понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода - сернистую кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования.

При контроле за составом закачиваемой сточной воды уделяют внимание также условиям возможного развития и размножения так называемых сульфатных бактерий. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода (анаэробные бактерии), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатовосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде и образовывать до 100 мг/л сероводорода. Ионы сульфатов (SO₄ ^2-) инициируют процесс, а жизнедеятельность получающейся при этом культуры бактерий способствует образованию сульфидов железа. Высокая плотность сульфида железа служит причиной его выпадения в пласте, особенно в призабойной зоне скважин. При выносе же на поверхность FeS вызывает образование трудно разрешимого промежуточного слоя в резервуарах системы подготовки и хранения промысловой продукции.

Из-за химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин пресных вод и выпадения различных осадков. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают (кольматируют), поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем:

частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;

кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;

повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;

кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;

набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;

снижение проницаемости породы-коллектора на 15 - 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.

Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 - 50 мг/л, причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3-6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории (стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн) и пробной закачкой в пласт.

Особое внимание при закачке в пласт «первичной» или «повторной» воды уделяют составу солей и их содержанию. Химический состав сопоставляют с составом пластовой воды с целью выяснения степени совместимости этих жидкостей в пластовых условиях.

Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca ^{2 +} ), магния

(Mg^{2 +}) и натрия (Na ²⁺) и отрицательные ионы хлора (Cl ^-), сульфата (SO₄ ^2-) и группы HSO₃ ^- . Помимо ионного анализа определяют плотность воды, рН и др. показатели. Допустимые значения перечисленных показателей обычно устанавливают индивидуально для каждого объекта разработки (месторождения, залежи). Индивидуального подхода требуют и отдельные составляющие объекта разработки.

1.4 Подготовка вод наземных источников

Основной целью подготовки воды является достижение необходимых эксплуатационных свойств (способность к нефтевытеснению, вязкость, способность обеспечивать заданный коэффициент охвата пласта) и удаление компонентов, вызывающих снижение коэффициента приемистости, ухудшение качества нефти, негативное воздействие на пласт. Также при приготовлении воды для закачки в пласт «гасятся» те ее свойства, которые могут вызвать нежелательные химические реакции в пласте.

В зависимости от требований к закачиваемой воде, а также экологических и технико-экономических условий воды наземных источников подготавливаются двумя способами - с подрусловым и с открытым отбором воды. При открытом отборе из наземного источника (рис. 3) непосредственно в водоеме сооружается подводный колодец, в который помещается приемная сетка насоса первого подъема, который перекачивает освобожденную от грубых механических примесей воду на установку очистки.

Рисунок 3 - Схема отбора воды из открытого водоема с водоочистной станцией: где 1 - колодец; 2 - премная сетка; 3, 8, 21 - водоводы; 4 - мостик; 5 - сваи; 6, 19 - насосы; 7, 20 - насосные станции I и II подъема; 9 - дозатор; 10 - смеситель; 11 - лоток; 12 - центральная труба; 13 - осветитель; 14 - раздаточный коллектор; 15 - пространство для хлопьеобразования; 16 - гравийно-песчаные фильтры; 17 - коллектор; 18 - подземный резервуар; 19, 22 - насос для промывки песчаных фильтров; 23 - задвижка; 24 - лоток; 25 - трубки для отбора воды; 26 - глухое днище; 27 - конус отстойника; 28 - окна.

К основным элементам установки относятся дозатор для подачи коагулянта (серно-кислый алюминий Al ₂ ( SO₄ )₃ 18 Н₂ О или железный купорос Fe SO₄ ), смеситель для обеспечения взаимодействия коагулянта и воды, осветлитель и гравийно-песчаный фильтр. В осветлителе происходит обменная реакция с образованием хлопьевидных компонентов, которые захватывают механические примеси воды. Основная масса хлопьев с механическими примесями отделяется от воды непосредственно в осветлителе, оставшаяся часть - в гравийно-песчаных фильтрах. Очищенная таким образом вода поступает в подземную емкость, откуда при помощи насосов второго подъема подается в магистральный водопровод системы поддержания пластового давления. Восстановление гравийно-песчаных фильтров осуществляется обратным потоком чистой воды при помощи одного из насосов второго подъема. Продолжительность восстановления 10 - 15 мин., скорость фильтрации - не более 12 - 15 дм³/(см²), что предотвращает «вымывание» самого фильтра.

Подрусловый способ подготовки осуществляется по двум схемам - с вакуумным и с насосным отбором. При вакуумном или сифонном водоотборе (рис. 4) в непосредственной близости от водоема сооружается подрусловая скважина, в которую через грунтовую подушку фильтруется вода наземного источника. В состав установки по подготовке и транспортировке входят следующие элементы: вакуумный коллектор; вакуумный резервуар; насосная станция первого подъема; нагнетательные трубопроводы и магистральный водовод. Подрусловые скважины глубиной до 20 м сооружаются на удалении 70 - 90 м от берега водоема в 150 - 200 м друг от друга. Эксплуатационные колонны делают из труб диаметром 300 мм, водоподъемные - 200 мм; устье оборудуется бетонным кольцом диаметром 1,5 м и герметичным люком.

Рисунок 4 - Схема сифонного водозабора: где 1 - песчаная подушка; 2 - подрусловая скважина; 3 - групповой сифонный коллектор; 4 - ваккум-котел; 5, 12 - насосы; 6, 14 - насосные станции; 7, 8, 9, 13 - водоводы; 10 - резервуар; 11 - приемный трубопровод.

Насосная станция первого подъема оснащается вакуум-насосами для обеспечения сифонного водоотбора из подрусловых скважин и насосами - для подачи воды в систему ППД и магистральный водовод. На насосных станциях первого подъема, как правило, используют центробежные насосы, которые подбираются в зависимости от объема закачки. Очистка воды при этой схеме осуществляется в основном при фильтрации через подрусловую песчаную подушку. Доочистка может осуществляться на площадке кустовых насосных станций, перед подачей на прием насосов высокого давления. Схема достаточно эффективна при высоком уровне подрусловых вод.

Схема подготовки подрусловых вод с насосным отбором используется при их низком стоянии (ниже 8 м). В этом случае, каждая подрусловая скважина оснащается центробежным насосом с вынесенным на поверхность электроприводом. Эти насосы создают систему первого подъема. По выкидным линиям и сборным водоводам вода подается на станцию второго подъема, которая помимо насосов включает в свой состав железобетонный подземный резервуар. Насосы второго подъема по нагнетательному трубопроводу перекачивают воду в магистральный (кольцевой или линейный) трубопровод и далее на кустовые насосные станции системы ППД нефтяного месторождения.

1.5 Подготовка сточных пластовых вод

Сточные воды, используемые в целях поддержания пластового давления состоят на 85 - 90 % из добытой пластовой воды. В нефтедобывающей промышленности применяются как специально разработанные методы подготовки сточных пластовых вод, так и заимствованные из смежных отраслей, применяющих крупнотоннажные системы очистки воды.

Наиболее часто применяют следующие методы:

отстаивание воды;

фильтрование воды через пористые или иные среды;

флотация;

коалесценция;

центробежное разделение;

диспергирование;

удаление примесей поглотителями;

озонирование.

В качестве технических средств для отстаивания воды используют резервуары отстойники, нефтеловушки, пескоотделители и пруды-отстойники.

Резервуары - отстойники обеспечивают очистку стойной воды по герметизированной схеме. В зависимости от производительности, качества сырья и требований к очищенной воде применяют резервуары различной вместимости (от 200 до 5000 м ³)с разнообразной начинкой и обвязкой. Выбор и расчет резервуаров проводится исходя из времени отстаивания воды в течение 8 - 16 часов. Процесс очистки может производится в циклическом или непрерывном режиме. Обвязка водоочистных резервуаров большей частью последовательная.

Для глубокой очистки нефтепромысловых сточных вод от эмульгированной нефти и твердых механических примесей предназначен отстойник с патронными фильтрами ОПФ-3000.

Отстойник с патронными фильтрами ОПФ-3000

Предназначен для глубокой очистки нефтепромысловых сточных вод от эмульгированной нефти и твердых механических примесей, Отстойник входит в состав комплекса оборудования для очистки сточныx вод, используемых в системе ППД (рис. 5)

Отстойники предназначены для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах по ГОСТ 15150-69:

ОПФ-3000-01 - в макроклиматическом районе с умеренным климатом , со средней температурой - самой холодной пятидневки не ниже 233 К (40⁰С). Минимальная Допустимая температура стенки отстойника, находящегося под давлением, 233 К (40⁰С). Вид климатического исполнения - У1 по ГОСТ 15150 - 69.

Рисунок - 5 Отстойник с патронными фильтрами ОПФ - 3000 где 1 - емкость; 2 - фильтр - патрон; 3 - блок фильтр - патронов; 4 - отражательный лоток; 5 - сборник чистой воды; 6 - лестница; 7 - люк - лаз; 8 - поворотное устройство; 9 - труба входная.

ОПФ-3000-02 - в макроклиматическом районе с холодным климатом, со средней температурой самой холодной пятидневки от 232 до 213 К колеса (от -41 до -60°С). Минимальная допустимая температура находящегося под давлением, 213 К (-60°С).

Вид климатического исполнения - ХЛ1 по ГОСТ 15150-69.

Отстойник ОПФ-3000 (рис. 5) представляет собой стандартную горизонтальную цилиндрическую емкость 1, внутри которой расположены 16 фильтр-патронов 2, объединенных в четыре блока фильтр-патронов 3, четыре отражательных опорных лотка 4, сборник чистой воды 5 и лестница 6. Емкость устанавливается на две седловидные опоры имеет люк-лаз 7, монтажные люки, штуцеры для подсоединения технологических трубопроводов, установки предохранительных клапанов и приборов КИПиА.

Емкость оборудована поворотным устройством 8 для монтажа и демонтажа крышки люка-лаза, грузоподъемными элементами и деталями для крепления теплоизоляции.

Принцип работы отстойника

Сточная вода установок подготовки нефти, прошедшая предварительно грубую очистку, поступает через распределитель-гребенку и входную трубу 9 во внутреннюю полость фильтров, откуда под действием напора фильтруется через пенополиуретан в полость отстойника. При фильтрации эмульсии через ППУ происходит укрупнение частиц эмульгированной тонкодисперсной нефти до пленочной, которая потоком жидкости отрывается от поверхности фильтра и всплывает в верхнюю часть отстойника.

Очищенная сточная вода постоянно выводится через сборник чистой воды и подается в систему поддержания пластового давления (ППД).

Всплывшая нефть постоянно или периодически выводится из отстойника через штуцер нефти в емкость уловленной нефти. Выпадающая на дно емкости твердая примесь постоянно или периодически, в зависимости от интенсивности накопления, дренируется с жидкостью в илонакопитель.

Ввод сточной воды в отстойник с двух противоположных сторон позволяет равномерно распределить жидкость в емкости и увеличить коэффициент использования объема отстойника. Расположение фильтров в верхней части отстойника сокращает высоту всплывания частиц нефти и, как следствие, продолжительность пребывания жидкости в отстойнике. Пенополиуретан работает в режиме самоочищения и не требует регенерации, что обеспечивает работу фильтров без замены не менее 12 месяцев.

Отстойник может работать в двух режимах: в автоматизированном и неавтоматизированном режиме "полного заполнения". Для работы в автоматизированном режиме отстойник оснащается регуляторами с сигнализаторами уровня раздела фаз "нефть-вода", сигнализаторами верхнего и нижнего предельного уровня жидкости, исполнительными механизмами и расходомером очищенной воды. В режиме "полного заполнения" уловленная нефть вместе с газом отводится постоянно с избытком (до 5-10% от производительности отстойника) сточной воды в емкость уловленной нефти, откуда газ утилизируется или отводится на факел, а уловленная нефть - на УПН. Для облегчения настройки отстойника на режим "полного заполнения" рекомендуется предусмотреть в верхней зоне корпуса отстойника 3-4 пробоотборных крана, а на линии вывода очищенной воды и уловленной нефти - расходомеры.

Автоматизация и контроль

Давление в отстойнике измеряется и контролируется визуально с помощью манометра ВЗ-16рб. При повышении давления выше заданного манометр ВЗ-16рб выдает сигнал на щит управления и контроля отстойником.

Для проверки показаний этого манометра на отстойник устанавливается манометр общего назначения ОБМ-1,5-160 ГОСТ 8625-77.

Производительность отстойника определяется расходомерами типа "Турбоквант" (ВНР), "Норд" (Россия) или другими расходомерами с верхним пределом измерения до 150 мУч с точностью измерения ±0,5%. Расходомеры должны быть установлены за отстойником.

Регулирование производительности отстойника в зависимости от качества очистки производится задвижкой на линии вывода очищенной воды.

Содержание эмульгированной нефти в очищенной воде составляет 10 - 30 мг/л, взвешенных твердых частиц - 15 - 40 мг/л. Отделение эмульгированной нефти и гидрофобных твердых частиц от промысловой сточной воды проводится в результате ее пропуска через нефтяной слой толщиной около 1 м. При этом ввод сточной воды осуществляется через распределитель, установленный в центре резервуара непосредственно в нефтяном слое.

Резервуар с жидкостной гидрофобной фильтрацией оснащен гидрозатвором для отвода очищенной воды и поддержания на заданной высоте уровня раздела нефть - вода.

Для повышения эффективности водоочистных резервуаров-отстойников, предназначенных для очистки сточных вод с высоким содержанием «обычных» механических примесей и тяжелых компонентов типа сульфида железа может быть рекомендована установка конусной ловушки.

Нефтеловушки обеспечивают отделение значительной части углеводород-ных компонентов и механических примесей. Размеры нефтеловушки проектируются исходя из скорости движения потока 5 - 10 мм/с и длительности пребывания воды в ней около 2 ч. Нефтеловушки выполняются из железобето- на с двумя-четырьмя параллельными секциями, каждая из которых имеет ширину 3 - 6 м, длину 18 - 36 м и высоту 2,6 -3,6 м при толщине слоя воды 1,2 - 2 м. Для выравнивания потока секции разделяют щелевой перегородкой. В состав оборудования входят входные, распределительные и выходные трубопроводы, нефтесборный трубопровод с перемещающимся механизмом, сборный лоток, устройство для принудительного перемещения нефти, система для смыва и удаления механических отложений. Нефтеловушки могут оснащаться системой подогрева улавливаемой нефти и другими механизмами.

Размер удерживаемых глобул нефти - более 80 мкм. Эксплуатация данной ловушки весьма сложна. Поэтому в настоящее время отмечается их постепенное вытеснение из технологических схем и замена другими средствами.

Пескоотделители обеспечивают отделение крупной фракции механических примесей с размерами свыше 250 мкм. В составе сточных пластовых вод доля этой фракции, как правило, невелика и в большинстве реализованных проектов подготовки сточных вод пескоотделители не включены. Их применяют в редких случаях, когда общее содержание механических примесей составляет 500 мг / л и свыше, при доле крупных фракций более 0,2.

Пруды-отстойники (шламосборники, аварийные амбары) предназначены для отделения углеводородных компонентов и механических примесей. Расчетное время отстаивания составляет около 2 сут. Пруд - отстойник представляет собой земляное сооружение длиной до 200 м , шириной по зеркалу воды до 40 м и глубиной 1,5 - 2,5 м и обычно состоит из двух последовательно соединенных секций. Гидроизоляция и предотвращение загрязнения подземных вод обеспечиваются различными способами.

Необходимость отвода больших площадей, трудность отбора нефти с зеркал пруда - отстойника, старение улавливаемой нефти, загазирование окружающей среды углеводородами приводит, с одной стороны, к необходимости модернизации сооруженных объектов, с другой, - к постепенному вытеснению их из нефтепромысловой практики. Вариантом может быть строительство «быстрых» прудов - отстойников и нефтеловушек.

Ускорение процесса подготовки сточной воды здесь достигается за счет пропускания ее через гидрофобную среду, т.е. за счет совмещения процесса отстоя с процессом фильтрации. В качестве такой среды рекомендуется использовать гидрофобный вспученный перлит.

При адаптации данного способа к условиям очистки сточных пластовых вод надо иметь ввиду следующее:

фильтр для очистки опрессовочной воды рассчитан на разовое использование;

метод сбора и вывода нефти с поверхности воды нетехнологичен;

требуется наличие котлованов или амбаров;

не решен вопрос утилизации насыщенного нефтью фильтра, по крайней мере его сжигание, видимо, неприемлемо;

нет технологии регенерации фильтра.

Флотация сточных пластовых вод это метод, позволяющий проводить доочистку сточной воды до содержания примесей 4-30 мг/л.

Безнапорный флотатор конструкции Гипровостокнефть сооружен на основе вертикального стального нефтяного резервуара. Объем флотационной камеры рассчитывается на 20 мин пребывания воды в ней, а отстойной камеры-на 3 ч.

Все способы и технические средства подготовки и очистки сточных пластовых вод реализуются в различных технологических схемах. Наибольшее распространение получили:

установки предварительного сброса воды;

системы очистки сточной воды в составе комплексной установки по подготовке промысловой продукции;

установки по очистке пластовой воды в системе восстановления (увеличения) приемистости нагнетательных скважин;

комплексные установки по очистке сточных промысловых вод.

1.6 Установки предварительного сброса сточных пластовых вод

В последние годы в нефтепромысловой практике нашли достаточно широкое применение установки предварительного сброса пластовой воды (УПСВ), которые вписываются в систему добычи нефти, с одной стороны, и в систему ППД - с другой.

Эти установки могут работать по различным схемам. На рис. 6-8 приведены схемы, которые реализованы на ряде объектов месторождения Поволжья. По схеме «а» (см. рис. 6) продукция непосредственно через групповые замерные установки нефтяных скважин поступает на УПСВ двумя потоками. Первый представлен трехфазной (нефть, вода, газ) средой, подаваемой непосредственно с групповых замерных установок (ГЗУ) на трехфазный делитель фаз (ТДФ)-основной элемент УПСВ, в котором осуществляются сепарация газа и предварительный сброс воды. Ввод деэмульгатора осуществляется по возможности в начальных точках технологической цепочки, т.е. либо в трубопроводе ГЗУ УПСВ, либо на самой групповой замерной установки или в скважине. При вводе реагента в непосредственной близости от трехфазного делителя фаз дозатор снабжается дополнительным устройством для его диспергирования в потоке.



Рисунок 6 - Установка предварительного сброса воды УПСВ (схема «а»): 1 - добывающая скважина; 2 - групповая замерная установка; 3 - дозатор; 4 - трехфазный делитель; 5 - аппарат-разделитель; 6 - влагоотделитель; 7 - накопитель нефти; 8 - нефтяной насос; 9 - сбросный резервуар; 10 - водяной насос; 11 - накопитель воды; 12 - дожимная насосная станция

Процессу равномерного распределения реагента и его эффективной «работе» в этом случае способствует и наличие газовой фазы в потоке.

Второй поток формируется из продукции скважин, который находится на значительном удалении от УПСВ. В этом случае на УПСВ подается двухфазный (нефть-вода) поток через дожимную насосную станцию (ДНС). оба потока смешиваются перед подачей в аппарат-разделитель, который является вторым основным элементом УПСВ.

Попутный газ, отделенный в трубном делителе фаз направляется во влагоотделитель и далее в газовый коллектор к потребителю. Нефть с остаточным содержанием воды до 10% из аппарата-разделителя поступает в емкость-накопитель, а затем нефтяным насосом откачивается на установку подготовки нефти.

Отделенная (сброшенная) в трубном делителе фаз и аппарате-отстойнике вода поступает в буферную емкость, из которой водяным насосом откачивается на дожимную насосную станцию системы ППД. К этому же потоку воды при необходимости присоединяется подошвенная вода из нефтяной ёмкости -накопителя.

Для нережимных и аварийных ситуаций в состав УПСВ включается дополнительный резервуар для воды и нефти вместимостью 1000 - 2000 м³ .

Схема «а» реализована на Собачинском месторождении, где объект обслуживания УПСВ состоит из двух взаимоудаленных площадей. Данная технология эффективна на месторождениях-объектах воздействия газовых методов повышения нефтеотдачи, когда в продукции добывающих скважин содержится большое количество газа. Это подтвердилось на Радаевском месторождении.

По схеме «б» (см. рис.7 ) продукция скважина на УПСВ сепарируется в два этапа: вначале отделяется газ, затем сбрасывается вода. Такая упрощенная схема может быть эффективной в случаях компактного расположения всех добывающих скважин. В частности УПСВ по схеме «б» используется на Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения.

Рисунок 7 - Установка предварительного сброса воды - схема «б» (обозначения см. рис. 6)

Здесь помимо аппарата-разделителя в состав УПСВ в качестве основного элемента входит также резервуар отстойник 13, объемом 400 м³, в котором осуществляется улавливание нефти. Отстоявшаяся вода закачивается непосредственно в нагнетательные скважины 15 погружным насосом, установленным в специальной скважине-шахте 14.

Схема «в» (см. рис.8) реализована на Кандызской площади, объединяющей добывающие скважины с суммарной производительностью по жидкости до 1000 м³ /сут.

Рисунок 8 -Установка предварительного сброса воды - схема «в» (обозначения см. рис. 6)

Рассмотренные технологии помимо указанных объектов находят применение в различных регионах.

Получили развитие и некоторые другие схемы предварительного сброса сточной пластовой воды. На рис. 9 и 10 приведены схемы, внедряемые на промыслах объединений Башнефть и Татнефть.

Очистка сточных пластовых вод на установках подготовки нефти

Большинство современных систем очистки сточных пластовых вод (СПВ), которые функционально и территориально совмещаются с установкой подготовки промысловой продукции, можно классифицировать следующим образом:

Схема 1. Подготовка СПВ на основе использования вертикальных стальных резервуаров-отстойников (РВО).

Схема 2. Подготовка СПВ отстаиванием в РВО и фильтрованием в напорных фильтрах.

Схема 3. Подготовка СПВ в напорных отстойниках (НО).

Схема 4. Подготовка СПВ отстаиванием в НО и фильтрованием в напорных фильтрах.

Схема 5. Открытая очистка СПВ.

Схема 6. Подготовка СПВ отстаиванием в нефтеловушках и прудах с последующим напорным фильтрованием.

Рисунок 9 - Совмещенная технологическая схема сепарации и предварительного сброса воды 1-узел распределения; 2-успокоительный коллектор; 3-узел предварительного распределения; 4-газоводоотделитель; 5-газовый сепаратор; 6-отстойник воды; 7-буферная емкость для нефти; 8-ДНС; 9-11 - узлы замеров газа; нефти и воды соответственно; 12-насосная станция для воды; 13-блок нагрева; 14-буферная емкость для воды; 15-дренажная емкость; 16-блок для реагента; н-нефть; в - вода; г - газ: д - дренаж; т - теплоноситель; у - уравнительная линия газа; РУ - регулятор межфазного уровня

Кроме указанных технологий очистки СПВ, на установках подготовки нефти, воды и газа применяются различные специальные технологии, среди которых необходимо выделить две:

Технология 1, предназначенная для подготовки смешанных пластовых вод, поступающих из различных продуктивных горизонтов, например девонского и угленосного:

Технология 2 , предназначенная для подготовки и очистки промысловой продукции с высоким содержанием механических примесей и высокоплотных компонентов типа сульфида железа.

Необходимость использования специальных технологий и схем очистки СПВ возрастает в связи с возвратом к отбору пластовой продукции из верхних горизонтов. Строительство параллельных установок для подготовки продукции двух и более горизонтов на одной площади, как правило, неэффективно. Совмещенные технологии используются на месторождениях Волго - Уральского региона.

При проектировании и эксплуатации систем очистки СПВ, входящих в состав УПН, необходимо учитывать влияние смежных объектов: технологических (нефтяных) резервуаров, средств утилизации, в том числе коммерческой, углеводородных и иных примесей.

Очистка сточных пластовых вод на нагнетательных скважинах

Очистка СПВ непосредственно на нагнетательных скважинах осуществляется чаще всего с целью восстановления их приемистости. На режиме самоизлива из полости нагнетательной скважины и из загрязненной призабойной зоны пласта выносятся СПВ. Механические примеси и углеводородные компоненты отделяются обычно с использованием трех схем.

По первой схеме загрязненная вода отбирается непосредственно из нагнетательной скважины, очищается на передвижной установке и снова закачивается в пласт. Состав передвижной водоочистной установки входят буферная емкость, фильтры и высоконапорный насос с дизельным приводом. Производительность установки - 30 - 40 м³/ч

По второй схеме у каждой нагнетательной скважины сооружаются резервуары-накопители или накопители СПВ суммарным объемом около 250 м³ с водонепроницаемыми днищем и стенками. Промывная вода из накопителей вывозится автоцистернами на базовые установки подготовки СПВ и УПНиВ.

По третье схеме загрязненные СПВ под давлением самоизлива подаются на очистные сооружения на УПНиВ. При этом на участках от водораспределительного пункта (ВРП) до КНС и от КНС до УПНиВ сооружаются специальные водоводы либо используются вторые нитки рабочих водоводов. На КНС и ВРП устанавливаются переключающие устройства. Исследования ТатНИПИнефти и Гипровостокнефти показали, что в первые 20 - 50 мин. Самоизлива, т.е. в период опорожнения полости скважины, в СПВ содержится фоновое количество примесей. Далее степень загрязнения резко возрастает до 10 г/л, а затем постепенно снижается. Продолжительность отбора загрязненных СПВ лимитируется дебитом самоизлива, от которого зависит скорость выноса механических примесей.

1.7 Выбор оборудования для поддержания пластового давления (ППД)

На современном нефтяном месторождении суточный расход воды может достигать сотен тысяч кубических метров. Самыми крупными потребителями воды являются цехи поддержания пластового давления (ППД), закачивающие воды в залежь с целью продления фонтанирования скважин и значительного увеличения коэффициента нефтеотдачи.

Можно принимать расход воды при площадном заводнении в среднем 1,5-2,0 м3 на 1 т добываемой нефти и при законтурном заводнении - 2-2,5 м3 на 1 т добываемой нефти. Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать как природные (в большинстве случаев пресные слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном из пластовых (~85%), пресных (~10-15% и ливневых (~5%) вод.

Исходные данные:

дебит скважины - 80 т/сут;

пластовое давление - 16 МПа;

число нагнетательных скважин - 27.

Исходя из расчета 2-2,5 м³ на 1 т добываемой нефти, то требуемая подача оборудования составит:

м³/сут (1)

м³/ч. (2)

Выбираю центробежный насос секцонный типа ЦНС 180-1422.

1.8 Блочно-кустовая насосная станция (БКНС)

Центробежный насос секционный типа ЦНС-180 входит в состав блочно-кустовой насосной станции (БКНС), предназначенной для непосредственной закачки воды в пласт с целью повышения нефтеотдачи.

В настоящее время все крупные нефтяные месторождения разрабатывают с поддержанием пластовых давлений методами законтурного и внутриконтурного заводнения. Это обеспечивает высокую нефтеотдачу при минимальном числе скважин. Добыча нефти из пластов, разрабатываемых с поддержанием пластового давления, в нашей стране составляет более 70% всей добычи.

БКНС выполнена в виде отдельных блок-боксов, изготовленных в заводских условиях и поставляемых комплектно к месту строительства.

Блок-боксы вписываются в габарит подвижного состава 1-Т по ГОСТ 9238-83.

Размещение составных частей БКНС на месте эксплуатации, устройство фундаментов, заземление и молниезащита должны соответствовать конкретному проекту привязки, разработанному специализированной проектной организацией.

В качестве ограждающих конструкций блок-боксов использованны утепленные помещения с трехслойными металлическими панелями с полиуретановым утеплителем, толщиной не менее 60 мм.

Отопление блоков БКНС осуществляется как за счет тепловыделений от работающего оборудования, так и за счет следующих электронагревательных устройств:

- переносного электрокалорифера (технологические блоки);

- электронагревателей (блоки энергообеспечения).

Контроль температуры внутри помещений станции осуществляется с помощью датчиков температуры.

Освещение БКНС - электрическое. Включение освещения блоков осуществляется выключателями, установленными внутри помещения.

Вентиляция в блоках организована следующим образом:

- из верхней части блоков с помощью дефлекторов;

- с помощью осевых вентиляторов, установленных в верхней части торцов блоков.

Управление вентиляторами осуществляется кнопочными постами, установленными внутри блоков.

БКНС оборудована средствами контроля и автоматизации, предназначенными для управления и контроля технологического оборудования, отопления и вентиляции. Объем автоматизации и контроля обеспечивает работу БКНС без постоянного присутствия обслуживающего персонала.

Система контроля и автоматизации предусматривает:

· ручное местное управление насосами, вентиляторами, электрическими обогревателями, задвижками;

· автоматический контроль;

· температуры подшипников насосов и электродвигателей;

· температуры воды гидропяты, контроль температуры масла в маслобаках;

· температуры масла после маслоохладителей;

· температуры элементов электродвигателей, и визуальный контроль давления воды в линии приемного коллектора;

· давление воды в линиях всасывания основных насосных агрегатов;

· перепада давления на фильтрах основных насосных агрегатов;

· давление воды в линиях нагнетания основных насосных агрегатов до задвижек с электроприводом;

· давление воды на выходе линий гребенки напорного коллектора;

· давление масла в конце линии подачи масла на охлаждение подшипников электродвигателей в насосном блоке;

· давление масла в линии подачи масла на охлаждение подшипников электродвигателей после маслонасосов;

· перепада давления на фильтрах очистки масла;

· положения задвижек на линиях нагнетания основных насосных агрегатов;

· протечек воды через уплотнения насосов основных насосных агрегатов;

· расхода воды основных насосных агрегатов;

· вибрации основных насосных агрегатов;

· уровня масла в маслобаке;

· осевого сдвига ротора насоса основных насосных агрегатов;

· наличие кожуха муфты;

· величины тока электродвигателей основных насосных агрегатов;

· загазованности помещения (по требованию заказчика);

· несанкционированного доступа в блок управления БКНС;

· визуальный контроль давления воды в линиях всасывания насосов откачки воды - давления воды в линиях разгрузки гидропяты - давления воды в линиях нагнетания насосов откачки воды;

· автоматическое управление по температуре электрическими обогревателями в помещениях блоков для поддержания нормальной работы оборудования;

· автоматическое срабатывание электрических защит и аварийной сигнализации

2. Специальный раздел

2.1 Назначение, технические параметры ЦНС-180-1422

Агрегаты электронасосные центробежные типа «ЦНС-180» предназначены для перекачивания чистой неагрессивной воды с температурой до 40^оС и удельным весом 1000…1001 кгс/м³, с содержанием механических примесей не более 0,1% по весу и размером твердых частиц не более 0,1 мм, жидкостей сходных с водой по вязкости и химической активности.

Насосы изготовлены по I группе надежности ГОСТ 6134-71, в климатическом исполнении У, категории размещения 4 ГОСТ 15150-69.

Условное обозначение насоса.

Например: ЦНС-180-1422-У4,

где ЦНС - центробежный насос секционный;

180 - подача, м³/ч.;

1422 - напор, м;

У - климатическое исполнение для районов с умеренным климатом;

4 - категория размещения насоса при эксплуатации.

Технические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Номинальные показатели агрегата

Наименование показателей	ЦНС-180-1422	Примечание
Насоса		Для плотности =1000 кг/м3
1. Подача, м3/ч.	180
2. Напор, м	1422
3. Частота вращения, об/мин	3000
4. Допускаемая вакуумметрическая высота всасывания, м, не менее	4
5. Допускаемое давление на входе, кгс/см2	31
6. Мощность, кВт	960	Для плотности =1000 кг/м3
7. КПД, %	73
Габаритные размеры:
8. длина, мм	2545
9. ширина, мм	1510
10. высота, мм	1290
11. Масса, кг	4185
Габаритные размеры: агрегата с двигателем СТД -разомкнутый цикл вентиляции
12. длина, мм	5795
13. ширина, мм	1990
14. высота, мм	1505
агрегата с двигателем СТД - замкнутый цикл вентиляции
15. длина, мм	5795
16. ширина, мм	1510
17. высота, мм	1505
агрегата с двигателем 2АРМ
18. длина, мм	5275
19. ширина, мм	1510
20. высота, мм	1505
Двигатели синхронные
21. Напряжение, В	6000
22. Мощность, кВт	1250
23. Частота вращения, об/мин.	3000
24. Род тока	переменный

2.2 Конструкция и условия эксплуатации ЦНС-180-1422

Конструкция насоса типа «ЦНС-180» разработана с учетом возможности создания на одной корпусной базе (корпусные детали, рабочие колеса и пр.) насосов ЦНС-180-1900, ЦНС-180-1422, ЦНС-180-1185 и ЦНС-180-950 путем изменения количества ступеней.

Насос типа «ЦНС-180» - центробежный, горизонтальный, секционный, однокорпусный, с односторонним расположением рабочих колес, с гидравлической пятой, подшипниками скольжения и концевыми уплотнениями комбинированного типа - щелевое уплотнение и уплотнение с мягкой сальниковой набивкой.

На рисунке 10 представлен центробежный насос ЦНС-180-1422. Корпус насоса состоит из набора секций 4, крышек входной 1 и напорной 5 и концевых уплотнений 6.

Базовыми деталями насоса являются крышки входная и напорная с лапами, расположенными в плоскости, параллельной горизонтальной оси насоса.

Фиксация корпуса насоса на плите 8 производится двумя цилиндрическими штифтами, устанавливаемыми в лапах входной крышки.

Входной патрубок - горизонтальный.

Напорный патрубок - направлен вертикально вверх.

Герметичность стыков секций обеспечивается металлическим контактом уплотняющих поясков секций, в качестве дополнительного уплотнения в этих стыках установлены резиновые уплотнительные кольца. Секции центрируются на заточках и стягиваются с крышками входной и напорной шпильками 11.

В секциях по напряженной посадке посажены направляющие аппараты 3 - цельнолитые. От проворота направляющие аппараты стопорятся в секциях штифтами.

Ротор насоса состоит из рабочих колес 2, насаженных на вал 13 по скользящей посадке, диска разгрузочного 9, втулки пяты 12, защитных втулок и других деталей, собираемых на валу.

Во избежание перетока воды по валу, стыки рабочих колес должны иметь плотный металлический контакт, уплотнения рабочих колес щелевого типа.

Опорами ротора служат подшипники скольжения 7 с принудительной смазкой или с кольцевой смазкой.

Вкладыши 10 - стальные, залитые баббитом, имеют цилиндрическую посадку в корпусе подшипника.

Для предотвращения обводнения масла предусмотрены водомаслоотражатели на валу и уплотнительные кольца в корпусах подшипников.

Корпус подшипника имеет отверстия для подвода масла в подшипник и установки датчика температуры, снизу - отверстие для слива масла.

Для того, чтобы выставить ротор в статоре насоса (зазор внизу 0,7 диаметрального зазора), во фланцах корпусов концевых уплотнений предусмотрены три регулировочных винта. После установки ротора корпуса подшипников штифтуются. На период выбега ротора в подшипниках предусмотрено смазочное кольцо.

На заднем подшипнике смонтирован визуальный указатель осевого сдвига ротора.

Переднее и заднее концевые уплотнения представляют собой щелевые уплотнения и уплотнения с мягкой сальниковой набивкой марки АГ-1, ГОСТ 5152-77.

Щелевое уплотнение предназначено для разгрузки сальника с отводом воды в безнапорную емкость, при работе насоса с давлением во входном патрубке от 6 до 31 кгс/см².

При работе насоса с давлением во входном патрубке меньше атмосферного предусматривается подача воды на концевые уплотнения для устранения подсоса воздуха в полость подвода через сальники, а также для смазки сальника.

При работе насоса в нормальном режиме разрешается сальники не разгружать.

Насос с электродвигателем соединяется с помощью зубчатой муфты.

Обойма зубчатой муфты закрыта кожухом. Масло к зацеплению подводится от маслосистемы агрегата. Зубчатая муфта закрыта сварным кожухом из двух половин. Стыки кожуха с опорными фланцами уплотнены резиновыми кольцами.

В нижней половине кожуха имеется отверстие для слива масла.

Центробежный насос может работать только, если он заполнен жидкостью, поэтому его следует устанавливать ниже уровня жидкости. В тех случаях когда насос расположен выше уровня жидкости, перед пуском его необходимо заполнить, для чего в насосах предусматривают заливные отверстия. При нормальной работе эти насосы обычно работают с постоянной частотой вращения и постоянной подачей при практически постоянном давлении.

Подачу можно регулировать с помощью задвижки, устанавливаемой на выходе. При полном закрытии задвижки насос развивает более высокое давление. Остановка насоса осуществляется выключением его привода. Если не нужно сливать жидкость из его напорной линии, то необходимо закрыть задвижку на выходе.

Уход за центробежным насосом заключается в подтяжке сальника и смазке подшипников. Следует обращать внимание на герметичность всасывающей линии. Если происходит подсос воздуха, то насос не будет развивать требуемых давления и подачи.

2.3 Принцип действия ЦНС-180-1422

Центробежные насосы относятся к динамическим насосам, в которых перекачиваемая жидкость получает напор, создаваемый лопатками быстровращающихся рабочих колес.

Жидкость засасывается из резервуара через приемный фильтр-сетку, предохраняющий насос от попадания в него посторонних предметов. Вал насоса соединен с валом электродвигателя, приводящим его во вращение. Через всасывающий патрубок жидкость поступает вдоль оси корпуса насоса и попадает на лопатки рабочего колеса, насаженного на вал. Находясь в межлопастных каналах вращающегося колеса, жидкость разгоняется, движется к его периферии и выходит в канал напорного патрубка. В этом канале скорость жидкости снижается, так как она преодолевает давление, т. е. кинетическая энергия, приобретенная в роторе, преобразуется в энергию давления. Для создания высокого напора ЦНС-180-1422 имеет на валу 11 рабочих колес.

...