Проницаемость пористой среды коллекторов, мкм2
|
Коэффициент относительной трещиноватости коллектора
|
Допустимое содержание в мг/л в воде
|
Нефти
|
До 0,1 вкл.
|
-
|
До 3
|
До 5
|
Свыше 0,1
|
-
|
До 5
|
До 10
|
До 0,35 вкл
|
От 6,5 до 2 вкл
|
До 15
|
До 15
|
Свыше 0,35
|
Менее 2
|
До 30
|
До 30
|
До 0,6 вкл
|
От 3,5 до 3,6 вкл
|
До 40
|
Свыше 0,6
|
Менее 3,6
|
До 50
|
До 50
|
. Содержание растворенного кислорода не должно превышать 0,5
мг/л.
5. Набухаемость глин коллекторов в закачиваемой воде не должна
превышать значения их набухаемости в воде конкретного месторождения.
. При коррозионной активности воды свыше 0,1 мм/год необходимо
предусматривать мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов и
оборудования.
. В воде, нагнетаемой в продуктивные коллекторы, пластовые воды
которых не содержат сероводород или содержат ионы железа, сероводород должен
отсутствовать.
. Не допускается присутствие сульфатвосстанавливающих бактерий в
воде, предназначенной для закачки в пласты, нефть, газ и вода которых не
содержат сероводород.
. При заводнении продуктивных пластов, содержащих сероводород,
устанавливать возможность образования сернистого железа, необходимость и
мероприятия для удаления ионов трехвалентного железа из воды.
1. Установки
для очистки сточных вод
Установки для очистки сточных вод предназначены для очистки сточных вод
от остаточных нефтепродуктов и механических примесей и доведения обрабатываемой
воды до таких кондиционных характеристик, которые позволяют применять эту воду
в системе ППД. Для подготовки сточных вод на нефтяных месторождениях о6ычно
применяются установки двух типов: открытые и закрытые. В открытых установках
сточные воды движутся самотеком, и они контактируют с кислородом воздуха. Это
один из их основных недостатков, часто приводящих к изменению свойств воды:
происходит окисление железа, содержащегося в воде, изменяется водородный
показатель рН, повышается коррозионная активность и т.д. Однако открытые
системы позволяют на одних тех же сооружениях очищать воды разного состава и
изменять в нужном направлении их качество при помощи различных реагентов (коагулянтов).
В качестве коагулянтов в сточные воды добавляют сернокислый алюминий и
полиакриламид (ПАА).
Кроме того, открытые системы позволяют очищать пластовые (и промливневые)
сточные воды в одном потоке независимо от состава, давления и газонасыщенности
воды и совместно закачивать их в нагнетательные скважины. Открытые системы чаще
всего рекомендуются для сточных вод с большим содержанием сероводорода (H2S)
и углекислого газа (СО2) и для более глубокой очистки воды от
капелек нефти и механических примесей. Закрытая система очистки позволяет
интенсифицировать процесс подготовки воды с применением отстоя и фильтрования
под давлением, существенно снизить агрессивность сточной воды путем исключения
контакта ее с кислородом воздуха, уменьшить количество загрязнений в воде,
использовать остаточное давление газа после аппаратов УПН для очистки сточной
воды и для транспорта уловленной нефти и осадка, сохранить свойства пластовых
вод, наиболее полно и рационально использовать оборудование заводского
изготовления. Из-за отсутствия контакта сточной воды с кислородом воздуха
коррозионная активность ее не повышается и не происходит окисления гидрата
закиси железа Fe(OH)2 в гидрат окиси Fe(OH)3, а это
значит, что не происходит и выпадения последнего в осадок, снижающий
приемистость нагнетательных скважин. К недостаткам закрытых систем следует
отнести необходимость строительства параллельного блока очистки для
поверхностных промливневых стоков, расход которых обычно колеблется в пределах
7-10% от расхода вод, сбрасываемых из аппаратов УПН.
2.
Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод
Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод разработаны
трех типоразмеров: УОВ-750 производительностью 750 м3/сут, УОВ-1500
- 1500 м3/сут и УОВ-3000 - 3000 м3/сут.
Установка (см. Рисунок 1) состоит из трех блоков: напорного отстойника 1,
импеллерного флотатора 7 и сепаратора 11. Кроме того, в состав установки входит
блок местной автоматики БМА-35.
Блок напорного отстойника предназначен для предварительной очистки
сточных вод от нефтепродуктов и механических примесей. Блок импеллерного
флотатора служит для основной очистки сточных вод от нефти и механических
примесей. Блок сепаратора - последняя ступень обработки воды. Он включает
секции для очистки воды 17, для уловленной нефти 16 и для раствора ингибитора
коррозии 13. Кроме того, в блок сепаратора входят насосные агрегаты 15 для
откачки уловленной нефти на установку подготовки нефти, 18 - для подачи воды на
кустовые насосные станции (КНС) и 19 - для ввода ингибитора коррозии в воду,
перекачиваемую на КНС. Установка работает следующим образом. Сточная вода после
установки подготовки нефти под избыточным давлением поступает в емкость блока
отстойника 1. В емкости смонтированы вертикальные перегородки, благодаря
которым процесс обработки жидкости гравитационным методом наиболее эффективен.
Перегородка первого отсека служит отбойником для наиболее крупных механических
частиц, которые оседают на поддон и поступают по трубопроводу на иловую
площадку. Далее в обрабатываемой воде, проходящей через систему перегородок,
вследствие инерционных усилий, получающихся при крутых поворотах, происходит
коалесценция мелких капель нефти. Выделившаяся нефть собирается в вертикальной
цилиндрической камере 4, откуда она автоматически сбрасывается межфазным
регулятором уровня 3 типа РУМ-18 в отсек 16 сепаратора 11. Из последнего отсека
отстойника вода поступает в блок импеллерного флотатора 7, на днище которого
смонтирован импеллерный блок. Его крыльчатка связана с газовой линией вертикальной
трубой, проходящей в центре емкости флотатора. Внутри флотатора имеется
перфорированная труба, через которую поступающая вода выходит мелкими струями.
Чистая вода, скапливающаяся в донной части флотатора, отводится по вертикальной
трубе в сепаратор 11. При вращении импеллерной крыльчатки обрабатываемая вода
отбрасывается к стенкам флотационной емкости, отчего в центральной донной
области создается разряженная зона, в которую по центральной трубе подается газ
сепарации. Импеллерная крыльчатка диспергирует газ на мельчайшие пузырьки,
устремляющиеся через поток жидкости вверх флотационной емкости. При этом
взвешенные частицы эмульгированной в воде нефти увлекаются всплывающими вверх
пузырьками газа и в виде пены собираются на поверхности воды. Нефть стекает в
пеносборный бункер, расположенный в верхней части флотатора, откуда
направляется в отсек 16 блока сепаратора. Автоматическое регулирование расхода
газа, подаваемого во флотатор, осуществляется с помощью установленного на линии
подачи газа регулятора давления прямого действия типа РПД-4 6 и жиклера 9,
поддерживающего постоянство расхода газа.
Газовый счетчик 8 типа РГ-250 предназначен для периодического контроля
расхода газа и настройки регулятора давления.
Качество обработки воды флотационным методом зависит от поддержания
определенного перепада давления во флотаторе и в ее газоподводящей трубе.
Контроль перепада давления ведется с помощью дифманометра 25 типа КАЗ-10-20 и
вторичного показывающего прибора 27 типа ВМД. Эти же приборы обеспечивают
автоматическую сигнализацию при падении перепада давления ниже установленной
величины. Обработанная вода с низа флотатора сифонным способом подается в
гидроциклонную головку 12 блока очистки воды сепаратора 11. Собирающаяся в
отсеке 17 очищенная вода насосами 18 типа ЗМС-10 подается в систему ППД.
Автоматическая откачка нефти из сепарационной емкости осуществляется с
помощью автомата откачки типа АО-5, смонтированного в отсеке 16, и блока
управления двигателем шестеренчатого насоса 15. Автоматическое регулирование
уровня очищенной воды в сепарационной емкости обеспечивается с помощью
регулятора уровня типа РУМ-17. Исполнительный механизм регулятора установлен на
выкидной линии центробежных насосов.
Измерение объема очищенной воды ведется комплектом, включающим камерную
диафрагму 14, дифманометр 24 типа КАЗ-10-20, показывающий вторичный прибор 28
типа ВФСМ-2С-0 и частотный интегратор 29, дающий суммарное значение объема. На
установке предусмотрены автоматический контроль и сигнализация при выходе за
пределы допустимых значений давлений в напорном отстойнике, сепарационной
емкости, а также в трубопроводах для подачи газа во флотатор, на выкиде насосов
откачки воды и на выкиде насоса ингибитора коррозии. Указанная система контроля
и сигнализации реализуется при помощи взрывозащищенных манометров 23 типа
ВЭ-16РБ.
Технологические схемы и схемы контроля установок УОВ-1500 и УОВ-3000
аналогичны рассмотренной.
3.
Автоматизация установок подготовки сточных вод на УПН "Черновское"
На практике применяются и другие схемы очистки сточных вод. На УПН
"Черновское" ОАО "Белкамнефть" применяется следующая схема.
Подтоварная вода из технологических резервуаров РВС емкостью 4000 м3
и 2000 м3 направляется в резервуары подготовки воды РВС емкостью
1000 м3, где происходит отстой и дегазация пластовой воды. Часть
воды насосами отбирается из технологических резервуаров и откачивается по
направлениям: в ППД Южно-Лиственского м/р и сбросовую скважину. Резервуары
подготовки пластовой воды оборудуются трубопроводами отвода уловленной нефти и
устройствами распределения и сбора жидкости. Внутренняя начинка этих
резервуаров подразумевает работу с фиксированным гидрофобным слоем. Гидрофобный
слой состоит из уловленной нефти и предназначается для очистки воды от
механических примесей. Слой нефти должен составлять 30-50 см. Принцип очистки
состоит в том, что вода, проходя через слой нефти, очищается за счет того, что
механические примеси остаются в гидрофобном слое. Отработанный гидрофобный слой
удаляется с 8-метрового уровня, с вывозом либо утилизацией в специальное место.
Скопившаяся подтоварная вода в первом резервуаре подготовки пластовой воды
утилизируется насосами ЦНС-К60-66 в систему ППД, а часть воды направляется в
путевой подогреватель ПП-1,6. В путевом подогревателе подтоварная вода
нагревается до 45-50ºС и по линии "горячей струи" направляется в
технологические резервуары. Вода со второго резервуара-отстойника пластовой
воды утилизируется насосами НБ-50 и НБ-125 в поглощающую скважину.
Резервуары-отстойники для очистки пластовых вод оборудованы системой
трубопроводов для отвода уловленной нефти (см. Рисунок 2).
Рисунок 2. Отстойник для очистки нефтепромысловых сточных вод.
- корпус резервуара - отстойника; 2 - трубопровод подачи загрязненной
воды; 3 - трубопровод отвода уловленной нефти; 4 - кольцевой короб сбора
уловленной нефти; 5 - лучевой распределитель ввода загрязненной воды; 6 -
сифонный регулятор для поддержания уровня раздела фаз "нефть-вода" и
отвода очищенной воды; 7 - трубопровод подачи воды для размыва осадка; 8 -
трубопровод отвода шлама.
В резервуарах-отстойниках пластовой воды предусматривается:
· дистанционный контроль и сигнализация уровня;
· сигнализация верхнего уровня.
Уловленная нефть из этих резервуаров с уровня 5м. насосом забирается
насосом 5НК и направляется в технологический резервуар.
Сигнализация о работе насосов выведена на АРМ оператора.
Для измерения количества закачиваемой подтоварной воды в систему ППД
предусмотрен узел учета воды. Также учет откачиваемой воды предусмотрен по
направлениям поглощающих скважин и в ППД Южно-Лиственского м/р.
Ливневые стоки с технологических площадок и с площадок резервуаров,
производственные стоки котельной поступают в емкость производственно-дождевых
стоков ЕК и откачиваются погружным насосом 12НА-9х4 в резервуар-отстойник для
очистки пластовых вод.
В емкости ЕК предусматривается:
· местный контроль давления на выкидном трубопроводе насоса
откачки;
· сигнализация верхнего уровня и включение насоса откачки;
· сигнализация о работе насоса.
В путевом подогревателе ПП-1,6 предусматривается:
· контроль давления в змеевике;
· контроль температуры теплоносителя;
· сигнализация об аварийных ситуациях с остановкой работы
подогревателя.
Для защиты оборудования и трубопроводов от коррозионного воздействия
агрессивных сточных вод предусматривается применение ингибитора коррозии в
трубопровод очищенных сточных вод, откачиваемых в систему ППД.
Ингибиторное хозяйство включает в себя установку дозирования ингибитора
коррозии УДЭ. В качестве ингибитора-бактерицида используется СНПХ-1004 с
фиксированной дозировкой реагента. Расход ингибитора бактерицида в подтоварную
воду определен как 40г/м3.
Заключение
Существует достаточно большое количество вариантов оборудования для
очистки сточных пластовых вод перед закачкой их в пласт. Кроме перечисленных
выше можно отметить использование вертикальных стальных резервуаров-отстойников
(РВО) и напорных отстойников (НО) с напорными фильтрами и без них,
нефтеловушек, прудов и т.д. Применение каждого из них обосновывается при
проектировании системы сбора и подготовки месторождения в зависимости от ряда
условий. По этой же причине различаются и средства автоматизации и
контрольно-измерительные приборы, применяемые при очистке сточных пластовых
вод. Среди них наиболее распространены средства измерения давления (манометры)
и уровня жидкости (уровнемеры поплавковые и ультразвуковые), различные
механизмы отвода жидкости и газа (автоматы откачки, регулятор давления и жиклер
для постоянного расхода газа), а также средства дистанционного наблюдения и управления
(телемеханика). Все это позволяет автоматизировать подготовку воды для закачки
в пласт, т.е. ускорить процессы очистки и уменьшить необходимость присутствия
человека при этих процессах.
Список
литературы
очистка сточный автоматизированный нефтепродукт
1. ОСТ 39-255-88. Вода для заводнения нефтяных пластов.
Требования к качеству.
. Кудинов В.И. Основы нефтегазового дела. -
Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет.
2004, 720 с.
. Исакович Р.Я. Контроль и автоматизация добычи нефти
и газа : [Учеб. для техникумов] / Р. Я. Исакович, В. Е. Попадько, 351 с. ил. 22
см, 2-е изд., перераб. и доп. М. Недра 1985
. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы
увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - 308 с.
. Подготовка воды для заводнения нефтяных пластов
требования, предъявляемые к воде, закачиваемой в пласт [Электронный ресурс] -
Электрон. текстовые дан. - Режим доступа:
http://www.svoruem.com/forum/5331.html, свободный.
. Технологический регламент участка комплексной
подготовки нефти Черновского м/н., 2013 г.