ФНГ / РЭНГМ / Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты
(автор - student, добавлено - 30-01-2013, 15:39)
Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты
При разработке нефтяных и газовых месторождений значи¬тельные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления, что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Ориенти¬ровочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5...2 м3 - при площадном заводнении и 2...2,5 м3 - при за¬контурном заводнении. Воды, используемые для закачки в пласт. Необходимость их подготовки Для поддержания пластового давления в залежь можно на¬гнетать как природные (пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном, из пластовых (- 85 %), пресных (- 10 %) и ливневых (- 5 %) вод. Природные и сточные воды могут содержать примеси орга-нического и неорганического происхождения. В природных водах могут содержаться различные газы, механические примеси, гидроза¬кись Fe(OH)2 и гидроокись Fe(OH)3 железа, а также микроорганизмы, в той или иной степени влияющие на процесс заводнения пластов. В сточных водах, кроме того, могут присутствовать капельки нефти, а также большое количество солей, доходящее до 300 г/л. Частицы водорослей, ила и соединения железа, содержащие¬ся в нагнетаемой воде, закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Присутствующие же в закачиваемой воде микроорганизмы могут образовать не¬желательные соединения. Так, сульфатовосстанавливающие бактерии при своей жизнедеятельности вырабатывают сероводород в количе¬стве до 100 мг/л. В последующем этот коррозионно-активный газ вместе с нефтью извлекается на поверхность и подвергает разруше¬нию трубопроводы, аппараты и оборудование. Сероводород вместе с углекислым газом может присутство¬вать в пластовых водах и в растворенном состоянии. Углекислый газ, находящийся в воде приводит к разрушению защитных окисных пле¬нок на металле, чем интенсифицирует его коррозию. Растворенный в поверхностной воде кислород также является нежелательным ком-понентом, поскольку он является обязательным элементом реакции кислородной деполяризации, протекающей при электрохимической коррозии трубопроводов и оборудования. Присутствие солей в закачиваемых в пласт водах также мо¬жет стать причиной образования коррозионно-активных компонентов. Так, при взаимодействии сульфатов кальция CaSO4 с метаном может образовываться сероводород. Согласно существующим правилам и инструкциям, вода, пред-назначенная для закачки в пласты, должна содержать не более 2 мг/л взвешенных твердых частиц и 0,3 мг/л железа. Подготовка воды для закачки в пласт Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает: 1) осветление мутных вод коагулированием; 2) декарбонизацию; 3) обезжелезивание; 4) ингибирование. Осветление мутных вод коагулированием осуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практи¬чески не осаждаются под действием силы тяжести. Для этого в воду добавляют реагенты (сернокислый алюминий, хлорное железо, желез¬ный купорос и др.), называемые коагулянтами. В результате реакции коагуляции происходит укрупнение взвешенных частиц и образуют¬ся хлопьевидные соединения, которые оседают в воде. Декарбонизация выполняется с целью удаления из воды би-карбонатов кальция и магния. В противном случае, отлагаясь в пласте, соли кальция и магния могут существенно затруднить фильтрацию нефти и газа. Сущность декарбонизации состоит в подщелачивании воды гашеной известью с тем, чтобы вызвать коагуляцию ненужных примесей. Обезжелезиванием называется удаление солей железа из воды с целью предотвращения загрязнения фильтрующих поверхностей скважин железистыми осадками. Для этого применяют аэрацию, известкование и другие методы. В ходе аэрации - процесса обогащения воды кислородом воз¬духа - из солей железа образуется нерастворимый гидрат окиси железа, оседающий в воде в виде хлопьев. Однако при аэрации из воды удаляются не все соли железа, а сам процесс требует использования весьма громоздкого и сложного оборудования. Кроме того, аэрация повышает коррозионную активность воды. При известковании в воду добавляют известковое молоко, что также приводит к образованию нерастворимого осадка гидрата окиси железа. Ингибированием называется обработка воды ингибиторами - веществами, замедляющими процесс коррозии. По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии. В отличие от природных сточные воды могут содержать нефть, углекислый газ, сероводород и микроорганизмы. Соответственно их подготовка предусматривает: 1) отстаивание от нефти и газа; 2) унич-тожение микроорганизмов. Для подготовки сточных вод на промыслах используют схе¬мы открытого и закрытого типа. Принципиальная схема установки очистки пластовых сточ¬ных вод открытого типа приведена на рис. 7.47. Отделенная при подготовке нефти вода сбрасывается по водоводу в песколовку 1 для удаления механических примесей. Далее вода, содержащая нефть, поступает в нефтеловушку 2, где за счет низкой скорости движения смеси капельки нефти успевают всплыть и откуда она периодически откачивается насосом 3 на УКПН. Далее вода с остаточным содержа¬нием нефти (диаметр капель 70...80 мкм) самотеком поступает в два параллельно соединенных пруда-отстойника 4, в которых скорость воды не превышает 8 мм/с, в результате чего в ней всплывают практи¬чески все оставшиеся капельки нефти. Из прудов-отстойников вода самотеком поступает в приемную камеру 5, из которой забирается насосом 6 и через попеременно работающие фильтры 7 подается в емкость чистой воды 8. Затем эта вода насосом 9 откачивается на КНС. По мере загрязнения фильтры отключают и ставят на промывку чис¬той водой из емкости 8 с помощью насоса 10. Загрязненную после промывки воду сбрасывают в илонакопитель 11. Схема водоподготовки открытого типа позволяет очищать пластовые и ливневые сточные воды в одном потоке независимо от состава, давления и газонасыщенности воды, а также совместно зака¬чивать их в нагнетательные скважины. Обычно ее рекомендуют использовать для сточных вод с большим содержанием сероводорода и углекислого газа, а кроме того, для более глубокой очистки воды от капелек нефти и механических примесей. Однако на сооружение неф¬теловушек и прудов-отстойников затрачиваются значительные средства. Кроме того, в результате контакта с кислородом воздуха уве¬личивается коррозионная активность воды. Принципиальная схема установки очистки пластовых сточ¬ных вод закрытого типа приведена на рис. 7.48. Отделенная от нефти в отстойнике предварительного сброса (ОПС) вода по линии сброса 1 направляется в резервуар-отстойник 2, а частично обезвоженная нефть (до 5 %), пройдя УПН, поступает в теплоизолированные от¬стойники 3. Процесс отделения воды в них ускоряется, благодаря произведенному в УПН нагреву и вводу ПАВ. Отделенная горячая вода поступает на прием насоса 4 и снова подается в отстойник пред¬варительного сброса УПН, что позволяет уменьшить расход деэмульгатора и температуру нагрева эмульсии. Из резервуара-отстой¬ника 2 пластовая сточная вода забирается насосом 5 и подается на КНС. Применение закрытой системы очистки позволяет интенси-фицировать процесс подготовки воды с применением отстоя и фильтрования под давлением, существенно снизить агрессивность сточной воды путем исключения ее контакта с кислородом воздуха, использовать остаточное давление, существующее в системе подготовки нефти. К недостаткам закрытых систем относится необходи¬мость строительства блока для параллельной очистки поверхностных ливневых стоков. Рис. 7.47. Схема установки очистки пластовых вод открытого типа: 1 - песколовка; 2 - нефтеловушка; 3,6,9,10 - насосы; 4 - пруд-отстойник; 5 - приёмная камера; 7 - фильтр; 8 - ёмкость чистой воды; 11 - илонакопитель; I - загрязнённая вода; II - мехпримеси; III - нефть на УКПН; IV - вода на КНС Рис. 7.48. Схема установки очистки пластовых сточных вод закрытого типа: 1 – линия сброса воды из отстойника; 2 – резервуар-отстойник; 3 – теплоизолированный отстойник; 4, 5 – насосы; I – холодная "сырая" нефть; II – обезвоженная нефть; III – горячая кода с ПАВ; IV – подготовленная вода на КНС Сооружения для нагнетания воды в пласт К сооружениям для нагнетания воды в пласт относятся кус¬товые насосные станции (КНС), водораспределительные пункты (ВРП), высоконапорные водоводы (ВВ) и нагнетательные скважины. Кустовые насосные станции предназначены для закачки воды через нагнетательные скважины в продуктивные пласты с целью под-держания пластового давления. Они оснащаются центробежными насосами марки ЦНС (центробежный насос), сведения о которых приведены в табл. 7.6. Таблица 7.6 Сведения о некоторых насосах КНС Показатели Величина показателей для насоса ЦНС 180-1050 ЦНС 180-1900 ЦНС 500-1900 Номинальная подача, м3/ч 180 180 500 Номинальный напор напор, м 1050 1900 1900 Число ступеней 8 15 8 К.п.д.,% 73 73 80 Как видно из табл. 7.6 первая цифра в марке насоса - его но-минальная подача в кубических метрах в час, а вторая - номинальный напор в метрах. Отметим также, что столь высокие напоры насосы ЦНС создают, благодаря большому числу ступеней. КНС сооружают как в капитальном исполнении, так и в блоч¬ном. Во втором случае продолжительность строительства уменьшается в 5 раз и более, а капиталовложения снижаются на 16 %. Блочные кустовые насосные станции (БКНС) изготавлива¬ют по типовому проекту. На подготовленной площадке их монтируют из блоков заводского изготовления массой от 11 до 30 т. Водораспределительные пункты строят для сокращения про-тяженности высокопапорных водоводов. Они предназначены для распределения воды, поступающей от КНС между несколькими на-гнетательными скважинами. Высоконапорные водоводы служат для транспортирования воды от КНС до нагнетательных скважин. Их протяженность зависит от принятой системы распределения воды по скважинам, числа на-гнетательных скважин и расстояния между ними, а также от числа КНС. Нагнетательные скважины конструктивно не отличаются от эксплуатационных скважин для добычи нефти или газа. Единствен¬ное – в оборудование устья входит регулятор расхода закачиваемой воды. 120° С, поступает в стабилизационную колонну 6. Здесь из верхней части колонны отбираются газообразные углеводороды, а из нижней — части, отбензиненная нефть, которая через теплообменник 2 насосом 7 направляется в товарные резервуары 4. Газообразные углеводороды поступают в конденсатор-холодильник 8, где охлаждаются и частично конденсируются, а затем в двухфазном состоянии (жидкость + газ) поступают в сепаратор 9, где отделяются тяжелые фракции, которые собираются в специальной емкости 10. Насос 11 из емкости 10 забирает тяжелые фракции и подает их в стабильную нефть после теплообменников. Газ из сепаратора 9 направляется через маслоотделитель 12 и конденсатор-холодильник 13 в сепаратор, где отделяются нестабильный бензин и газ, которые направляются на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Рис. 96. Принципиальная схема стабилизационной установки |
|