Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Эффективность  любого типа нефтяного сепаратора зависит  от двух основных показателей: количества капельной жидкости , уносимой потоком  газа из каплеуловительных секций , и количества пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секций сбора нефти. Чем меньше эти показатели, тем больше эффективность работы сепаратора.

В современных системах сбора нефти и газа нефтегазовыми сепараторами оснащаются все блочные автоматизированные замерные установки (за исключением установок, оснащенных массовыми расходомерами). При большом содержании в

продукции скважин воды на этих установках применяются трехфазные сепараторы. На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти в нефтегазовом сепараторе осуществляется только с целью раздельного измерения дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазосборный коллектор.

Вывод отсепарированного  газа из нефтегазовых сепараторов и  раздельный сбор его осуществляются в различных пунктах системы сбора и центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Каждый такой пункт вывода отсепарированного газа называется  ступенью сепарации газа. Ступеней сепарации может быть несколько, и окончательное отделение нефти от газа завершается в концевых сепараторах или резервуарах под атмосферным давлением.

Многоступенчатая сепарация  применяется при высоких давлениях на устье скважин для лучшего разделения нефти и газа при последовательно снижающихся давлениях в сепараторах. Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в сепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа, состоящего главным образом из метана и этапа. Этот газ, называемый сухим газом, имеет высокое давление и может транспортироваться на большие расстояния к потребителям.

Из сепаратора высокого давления нефть  поступает в сепараторы среднего и низкого давления для окончательного отделения от газа. Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является  вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти. Пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость возрастает. Это является одной из причин того, что добываемую нефть  необходимо обезвоживать с момента образования эмульсии, не допуская ее старения.

Рис.10. Схема обезвоживания нефти

1 — газосепарационный  узел;

2 — отстойник  предварительного сброса воды;

3 — печь  подогрева; 

4 - узел  обезвоживания нефти; 

5 - каплеобразователь; 

6 - гравитационный  сепаратор-отстойник водонефтяной  эмульсии.

 

Различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Для разрушения эмульсий применяются  следующие методы:

- гравитационное холодное разделение;

- внутритрубная деэмульсация;

- термическое воздействие;

- термохимическое воздействие;

- электрическое воздействие;

- фильтрация;

- разделение в поле центробежных сил.

Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при  непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Принципиальная схема отстойника непрерывного действия приведена на рисунке:

 

Рис.11. Схема отстойника

 

Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

Сущность метода внутритрубной  деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество — деэмульгатор в количестве 15 ... 20г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния  при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействие заключается  в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых  печах до температуры 45 ... 80 °С.

Термохимический метод заключается  в сочетании термического воздействия  и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые  называются электродегидраторами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для  разрушения нестойких эмульсий. В  качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся  с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием  сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1 ... 2 %.

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с  пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей  в нефти доводится до величины менее 0.1%.

Нефть после ступени обезвоживания  I нагревается в теплообменнике 1 и смешивается с промывочной пресной водой IV в количестве 5—10 % от массы обрабатываемой продукции. Перед этим в ее поток вводят поверхностно-активное вещество - деэмульгатор II и (если в нефти содержатся неорганические кислоты) щелочь или соду III. Пресная вода диспергируется в нагретой нефти до поступления в электродегидратор 2, в котором под действием электрического поля происходит слияние капель соленой и пресной воды. В результате укрупнения капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая направляется затем в нефтеотделитель 3 для дополнительного отстоя. Уловленная в нефтеотделителе нефть с оборотной водой VII возвращается на прием электродегидратора, а дренажная вода VI сбрасывается в систему подготовки для поддержания пластового давления (ППД). Обессоленная нефть из электродегидратора V направляется на следующую ступень - стабилизацию.

 

Рис.12. Схема обессоливания нефти

1 – теплообменник;

2 – электродегидратор;

3 – нефтеотделитель. 

 

Под процессом стабилизации нефти  понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или  методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40 ... 80 0С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при  повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

Технологическая схема  подготовки нефти предусматривает  следующие технологические операции:

-прием нефти  от ЦДНГ

-подготовка  нефти в соответствии с ГОСТ  Р51858-2002.

- прием нефти  в резервуарный парк,

-компаундирование  нефти,

-отбор нефти  из резервуарного парка и подача  ее в нефтепровод для прохождения через СИКН

-одновременное  введение приема и откачки  нефти для сдачи в АРНУ

Товарная  нефть , с установки  подготовки нефти  поступает в товарный парк на хранение и затем на дальнейшую  транспортировку  и на нефтепереработку. В товарном парке, нефть сначала поступает  в технологический товарный резервуар, где происходит дополнительное обессоливание нефти. Обессоленная нефть сливается в товарный резервуар, откуда насосами откачивается, через СИКН в АРНУ.

 
5.Организация ППД на промысловых объектах. Виды рабочих агентов для  ППД (преимущества, недостатки)

Для поддержания давления и повышения коэффициента нефтеотдачи  в продуктивных скважинах производят закачку сточных вод обратно в пласт. Сточными водами называются воды, которые образуются в результате обезвоживания и обессоливания нефти на УПН, т. е. это в основном воды пластовые (85%) и пресные (15%), добавляемые к нефти для ее обессоливания. Классическая схема водоснабжения систем ППД, реализуемая, как правило, на этапе разработки, когда обводненность добываемой продукции равна нулю, а в качестве источника воды используется вода открытых водоемов, включает в себя определенное количество элементов и представлена на рис.8.

Основными элементами являются: водозаборы открытых водоемов, низконапорные насосные станции первого и второго подъема, резервуары для воды, станция подготовки воды, кустовые насосные станции высокого давления (КНС), распределительный водовод среднего давления, водоводы высокого давления и нагнетательные скважины. Водозаборные сооружения. Водозабор открытого водоема является самым простым и состоит из всасывающей трубы с фильтром на конце, погруженной под уровень воды на определенную глубину, большую, чем возможный минимальный уровень воды в водоеме, и защищенной от разрушения в паводковый период, и центробежного насоса.

 

Использование сточных  вод для закачки их обратно  в продуктивные пласты имеет следующие преимущества:

- увеличивается коэффициент  нефтеотдачи (до 5%), поскольку в  них содержатся ПАВ, способствующие «отмыванию» нефти от продуктивных пород пласта;

- при закачке сточных  вод сохраняется проницаемость  продуктивных коллекторов, содержащих глинистые частицы и алевролиты, так как эти породы при контакте с водой, содержащей соли, практически не разбухают;

- при закачке сточных  вод в нагнетательные скважины  предотвращается загрязнение водоемов (рек, озер, морей), а следовательно,  и истребление ценных пород  рыб, флоры и фауны.

К существенным недостаткам  использования сточных вод относятся: - большая коррозия трубопроводов и насосного оборудования при транспортировании этих вод до нагнетательных скважин;

- необходимость строительства  сравнительно сложных и дорогих  сооружений, предназначенных для очистки сточных вод от капелек нефти, которые фильтруются в призабойной зоне нагнетательных скважин и снижает их приемистость. Для разных по коллекторным свойствам месторождений содержание нефти в сточной воде, закачиваемой в пласт, может быть различным и находиться в пределах 1—5 мг/л. Сточные воды, закачиваемые в продуктивные пласты, не могут полностью обеспечить поддержание пластовых давлений на нужном уровне, в связи с чем приходится изыскивать источники пресной воды для этих  целей.

Пресные воды поверхностных водоемов (рек, озер) содержат в себе, особенно в весеннее время года, большое количество механических примесей (песка, глинистых частиц и т. д.), которые, попадая в призабойную зону нагнетательной скважины, засоряют ее и быстро снижают приемистость этой скважины. Вот почему для очистки сточных вод, подлежащих нагнетанию в продуктивные пласты, как и для очистки пресных поверхностных вод, строят дорогие очистные сооружения. Однако методы очистки пресных вод от указанных выше примесей в корне отличаются от метода очистки сточных вод.

Пресные воды очищаются от механических примесей химическим путем — добавкой к этим водам коагулянтов — сернокислого алюминия A1₂(S0₄)₃18H₂0 и серного железа FeS0₄, образующих в воде хлопья, которые осаждаются, захватывая на своем пути механические взвеси. Степень очистки пресных вод от механических примесей зависит от коллекторных свойств продуктивных горизонтов: в коллекторах с высокой проницаемостью (600— 800 мД) большой очистки не требуется и, наоборот, — в коллекторах с низкой проницаемостью очистка должна быть высокой.

Большое значение при закачке вод имеет  их совместимость с пластовой  водой; в противном случае в пласте могут образовываться и выпадать в осадок труднорастворимые соли. Общие требования к закачиваемой воде следующие: ограниченное содержание механических примесей (количество взвешенных частиц — КВЧ 50 мг/л) и  нефтепродуктов не более 60 мг/л,   отсутствие соединений железа, сероводорода и углекислоты с целью избежания коррозии оборудования; отсутствие органических примесей (бактерий, водорослей и т.п.); химическая совместимость с пластовой водой. По данным гидрогеологических исследований установлено, что водовмещающими породами пашийских отложений являются песчано-алевролитовые разновидности терригенных отложений. Дебиты скважин, давших при опробовании воду, изменяются в пределах от 50 до 102 м³/сут и более при динамических уровнях 240-600 м от устья. Статические уровни при ППД устанавливаются на абсолютных отметках +75 -268м режим залежи упруго-водонапорный. Результаты изучения состава и свойств пластовых вод свидетельствует о том, что воды, насыщающие эти отложения, представляют собой растворы хлоркальциевого типа с минерализацией около 288г/л. По химическому составу они являются хлоридно-натриевыми, высокоминерализованными рассолами со значительным содержанием кальция. Для них характерен ионно-солевой состав (в моль/дм³) Cl^- 4758,41; SO₄ 0,29; HCO₃^- 0,24; Ca++ 593,26; Mq ++ 193,18; K++na+ 3194,18. Плотность вод составляет 1158-1192кг/м³, вязкость 1,8 мпас, газонасыщенность вод равна в среднем 0,3 м³/т, объемный коэффициент 1,013. Газовый состав вод азотно-метановый. Практика показывает, что вышеперечисленным требованиям в большинстве случаев удовлетворяют воды закрытых источников: подрусловые, артезианские или воды глубинных водоносных горизонтов. Вода, используемая из открытых водоемов, подвергается следующим операциям: коагуляция — укрупнение мельчайших взвешенных в воде частиц добавлением в воду глинозема (сернокислого алюминия или железного купороса (FeS0₄), в результате чего взвешенные частицы осаждаются в виде хлопьев; фильтрация — очистка воды от взвешенных частиц после коагуляции в песчаных фильтрах; обезжелезивание — удаление из воды закисей или окисей железа; умягчение — подщелачивание гашеной известью с целью доведения рН воды до 7-8, что приводит к интенсивной коагуляции; —хлорирование — угнетение бактерий и микроорганизмов; -стабилизация - придание воде стабильности химического состава.