Отчет по практике в Нгду «Лениногорскнефть», Нгду «Елховнефть», Нгду «Джалильнефть»

      Технологическая  схема установки электрообессоливания  нефти приводится  на  рис. 3.1.4.1.  Нефть, в которую  введены   промывная  вода, деэмульгатор  и щелочь, насосом Н-1 прокачивается  через теплообменник 7-1 и пароподогреватель Т-2 в электродегидратор первой ступени Э-1. Здесь удаляется основная масса воды и солей (содержание их снижается в 8-10 раз.) На некоторых установках ЭЛОУ перед Э-1 находится термохимическая ступень. Из Э-1 нефть поступает в электродегидратор второй ступени Э-2 для повторной обработки. Перед Э-2 в нефть вновь подается вода. Общий расход воды на обессоливание составляет 10% от обрабатываемой нефти. На некоторых установках свежая вода подается только на вторую ступень обессоливания, а перед первой ступенью с

 

нефтью смешиваются промывные  воды второй ступени. Так удается

снизить расход воды на обессоливание  вдвое.

      Обессоленная нефть  из Э-2 проходит через теплообменник  Т-1, холодильник и подается в  резервуары обессоленной нефти.  Вода, отделенная  в  электродегидраторах,  направляется  в  нефтеотделитель Е-1

для дополнительного отстоя. Уловленная нефть возвращается на прием сырьевого  насоса, а вода сбрасывается в промышленную канализацию и передается на очистку.

 

3.1.5. Стабилизация

 

      Даже после многоступенчатой промысловой сепарации в нефти остается весьма значительное количество углеводородов С1-С4. Значительная часть этих углеводородов может быть потеряна при перекачках из резервуара в резервуар, при хранении и транспортировке нефти. Вместе с газами теряются ценные легкие бензиновые фракции.

      Чтобы ликвидировать  потери газов и легких бензиновых  фракций, предотвратить загрязнение  воздуха, уловить ценные газообразные  компоненты, необходимо максимально  извлечь углеводороды С1-С4 из  нефти перед тем, как отправить ее на нефтеперерабатывающие заводы.

 

       Эта задача  решается на установках стабилизации  нефти,

расположенных обычно в непосредственной близости от места ее добычи.

Методы стабилизации  нефти  могут  быть  различными.  Для  большинства  нефтей стабилизация производится на установках с применением ректификации.

      Схема стабилизационной  установки приводится на рис. 3.1.5.1. Нефть, поступающая с промысловых  установок сепарации, проходит  через теплообменники Т-1, где  подогревается уже стабилизированной нефтью, и паровые подогреватели Т-2. Подогретая нефть поступает в ректификационную колонну-стабилизатор К.-1. Уходящие с верха стабилизатора   легкие   углеводороды   конденсируются   в   конденсаторе

холодильнике ХК-1 и поступают в емкость Е-1. С верха стабилизатора уходят углеводороды от С1 до С5 включительно. При охлаждении оборотной промышленной водой в конденсаторе-холодильнике конденсируется не весь продукт, уходящий с верха колонны. Поэтому в емкости Е-1 происходит разделение смеси, поступившей из конденсатора, на газ и жидкость.

      Газ из Е-1 направляется  в топливную сеть. Жидкий продукт  - газовый конденсат частично  возвращается в колонну К-1 в  качестве орошения, а балансовое  количество выводится со стабилизационной  установки и передается на центральные газофракционирующие установки (ЦГФУ). Эти установки предназначаются для разделения газового конденсата нескольких стабилизационных установок на индивидуальные углеводороды. С низа стабилизатора уходит стабильная нефть, которая отдает свое тепло поступающему сырью в теплообменнике Т-1 и доохлаждается в холодильнике. Необходимое для ректификации тепло подводится в нижнюю часть стабилизационной колонны через трубчатую печь. Содержание газа (углеводородов С1 - С4) в стабильной нефти составляет 0,8-1,5%.

 

      3.1.6. Установка комплексной  подготовки нефти

 

        УКПН представляет  собой небольшой завод по первичной  (промысловой) подготовке нефти  (т.е. дегазация, обезвоживание,  обессоливание, стабилизация). В  сырую нефть (рис. 3.1.6.1), поступающую по линии I, подается деэмульгатор (по линии II). Насосом 1 нефть направляется в теплообменник 2, в котором нагревается до 50-60°С горячей стабильной нефтью, поступающей по линии III, после стабилизационной колонны 8. Подогретая нефть в отстойнике первой ступени обезвоживания 3 частично отделяется от воды и проходит через смеситель 4, где смешивается с пресной водой, поступающей по линии V, для  отмывки  солей,  и  направляется  в отстойник второй ступени 5 и  по линии VI в электродегидратор 6.

 

Рис. 3.1.6.1 Технологическая схема  УКПН

I-сырая нефть; II-деэмульгатор; III-горячая  нефть; IV-вода; V-вода чистая; VI-нефть; VII-газ

 

 Отделенная вода отводится  по линиям  IV. При необходимости  улучшения степени обессоливания  применяют несколько смесителей, отстойников и электродегидраторов, включенных последовательно. Обессоленная нефть насосом 14 направляется в отпарную часть стабилизационной колонны 8 через теплообменник 7.

      Нагрев нефти в  теплообменнике 7 до 150-160 С осуществляется  за счет тепла стабильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабилизационной колонны 8. В стабилизационной колонне происходит отделение легких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ. В нижней (отпарной) и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелочные устройства, которые способствуют более полному отделению легких фракций. Внизу отпарной части стабилизационной колонны поддерживается более высокая температура (до 240 С), чем температура нефти, поступающей вверх отпарной части. Температура поддерживается циркуляцией стабильной  нефти  из нижней

 части стабилизационной колонны  через печь 13.  Циркуляция стабильной  нефти осуществляется насосом  12 по линии X. В печи 13 может  также подогреваться часть нестабильной  нефти, которая затем подается вверх отпарной колонны по линии XI. В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются легкие фракции, которые поступают  в  верхнюю

 часть стабилизационной колонны,  где на тарелках происходит  более четкое разделение на  легкие и тяжелые углеводороды.

      Пары легких углеводородов  и газ по линии VII из стабилизационной  колонны поступают в конденсатор-холодильник  9, где они охлаждаются до 30°С, основная их часть конденсируется  и накапливается в емкости  орошения 10. Газ и несконденсировавшиеся пары направляются по линии VIII на горелки печи 13. Конденсат (широкая фракция легких углеводородов) насосом 11 и перекачивается в емкости хранения, а часть по линии IX направляется вверх стабилизационной колонны на орошение. Часто для перемещения нефти от АГЗУ до ЦПС применяют ДНС - дожимную насосную станцию, т.к. пластового давления

 

 оказывается недостаточно. На  ЦПС расположены также установки  по

 подготовке воды - УПВ, на  которой вода, отделенная на УКПН  от нефти, подвергается очистке  от частиц механических примесей, окислов железа и т.д. и направляется в систему поддержания пластового давления (ППД). В системе ППД подготовленная вода с помощью кустовых насосных станций (КНС) под большим давлением (до 20,25 МПа) через систему трубопроводов-водоводов подается к нагнетательным (инжекционным) скважинам и затем в продуктивные пласты.

 

3.2. Система поддержания пластового  давления

 

      Для получения  более высоких коэффициентов  нефтеотдачи, сохранения пластовой  энергии и достижения необходимых  темпов извлечения нефти из недр месторождений широко применяют так называемые методы поддержания пластовых давлений, нагнетания в залежь воды или газа (воздуха).[6]

 

      Для повышения  текущей добычи нефти из «истощенных»  месторождений и увеличения их  суммарной нефтеотдачи применяют вторичные методы добычи нефти, заключающиеся в нагнетании в залежь газа   или   воды.   При   вторичных   методах  добычи  нефти  и  особенно

 

 методах поддержания пластового  давления рабочий агент нагнетают  под высоким давлением, поэтому  большое внимание с точки зрения техники безопасности должно быть обращено на прочность и герметичность применяемого оборудования. Оборудование, используемое при нагнетании газа в пласт, почти такое же, что и при компрессорной эксплуатации, поэтому требования безопасности при нагнетании газа в пласт в основном аналогичны требованиям безопасности при компрессорной эксплуатации скважин.

 

      При нагнетании  воды в пласт в качестве  источников водоснабжения используют  реки, моря и другие водоемы,  а в последнее время –

 

пластовые воды, так как они обладают хорошей нефтевымывающей

 

способностью.

 

      При сильной загрязненности  воды обычно быстро снижается  приемистость нагнетательных скважин,  поэтому перед нагнетанием воду  очищают, подвергают обработке.

 

      Перед закачкой в пласт сточные воды нефтепромыслов очищают от механических примесей и нефти отстаиванием, коагуляцией и фильтрованием.

 

      Очищают  сточные   воды на очистных  сооружениях  (песколовушки, нефтеловушки, пруды-отстойники), а доочищают методами коагуляции и фильтрования на специальных установках.

 

      Система ППД должна  обеспечивать:

 

      · объемы закачки  воды в продуктивные пласты  и давления ее нагнетания по  скважинам участка, объектам разработки  и месторождения в целом в  соответствии с технологическими схемами и проектами разработки;

 

      · подготовку закачиваемой  воды до кондиций (по составу,  физико-химическим свойствам, содержанию  мехпримесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям   технологических  схем

 

и проектов разработки;

 

      · возможность  систематических замеров приемистости  скважин, учета закачки воды  как по каждой скважине, их  группам, по пластам и объектам  разработки, так и по месторождению  в целом, контроль ее качества;

 

      · герметичность  и надежность эксплуатации, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения с использованием сточных вод;

 

      · возможность  изменения режимов закачки воды  в скважины, проведения ГРП и  ОПЗ с целью повышения приемистости  пластов, охвата

 

их заводнением, регулирования процесса вытеснения нефти к забоям эксплуатационных скважин.

 

      Значительное место  в эффективности процесса ППД  занимает размещение скважин  на месторождении. Они определяют  картину заводнения, которое подразделяется  на несколько видов.

 

      Законтурное заводнение

 

      Законтурное заводнение  предполагает закачку воды в  нагнетательные скважины, расположенные  за внешним контуром нефтеносности  (рис.3.2.1).

      По мере удаления  контура нефтеносности от нагнетательных  скважин и обводнения первого  ряда эксплуатационных скважин фронд нагнетания переносится.

|[pic]                                                               |Рис.3.2.1 Схема законтурного заводнения:               |

|                                                                    |1–нефтяные скважины; 2–нагнетательные скважины;        |

|                                                                    |3–контрольные скважины; 4–внутренний  контур            |

|                                                                    |нефтеносности; 5–внешний контур нефтеносности.         |

 

      При организации  ППД после некоторого времени  разработки залежи, объем закачиваемой  воды будет превышать объем  отбираемой жидкости на количество, обеспечивающее интенсивный прирост  пластового давления. Необходимо также предусмотреть компенсацию закачиваемой жидкости на различные потери (оттоки).

      Законтурное заводнение  эффективно при наличии таких  факторов:

      - небольшие размеры  залежи;

 

      - пласт однородной  с хорошими коллекторскими  свойствами по толщине и по площади;

 

      - нагнетательные  скважины отстоят от контура  нефтеносности на

расстоянии 300…800 м, что обеспечит  более равномерное продвижение

фронта воды и предотвратит образование  языков обводнения;

      - существует хорошая  гидродинамическая связь между зоной отбора и зоной нагнетания.

 

      К недостаткам  законтурного заводнения можно  отнести:

      - большие потери  закачиваемой воды из-за ее  утечек в сторону, противоположную  области нагнетания;

      - удаленность линии  нагнетания от зоны отбора, что требует значительных затрат энергии на преодоление потерь;

 

      - необходимость сооружений  большого количества нагнетательных  скважин;

      - удаленность нагнетательных  скважин от основных объектов  закачки, возрастающая в процессе разработки, увеличивает стоимость системы.

      Разновидностью законтурного  заводнения является приконтурное  заводнение, при котором нагнетательные  скважины располагаются вблизи  эксплуатационных или между внешним  и внутренним контуром нефтеносности.

 

      Внутриконтурное  заводнение

 

      Этот метод ППД  предполагает закачку воды непосредственно  в нефтяную зону, организацию  одного или нескольких рядов  нагнетательных скважин в центре  месторождения и расчленения  за счет этого залежи на  отдельные участки-блоки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осуществлено на полосы, кольца и т.д. Экономичность данного метода заводнения очевидна: за счет исключения оттока жидкости, приближения фронта нагнетания к фронту отбора.

      Разновидностью внутриконтурного заводнения являются: площадное, очаговое, избирательное, блочное.

 

      Площадное заводнение  предусматривает размещение нагнетательных

скважин на площади месторождения  по одной из схем. Площадное заводнение организуют обычно на поздней стадии разработки месторождения.