ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ВОДЕ, ЗАКАЧИВАЕМОЙ В ПЛАСТ

Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обесссоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 8588%, на долю пресных 1012% и на долю ливневых 23%. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме: нагнетательная скважина пласт добывающая скважина система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки система ППД.
Нефтепромысловые сточные воды представляют собой разбавленные дисперсные системы плотностью 10401180 кг/м3, дисперсионные среды которых высокоминерализованные рассолы хлор-кальциевого типа (хлорид натрия, хлорид кальция). Дисперсные фазы сточных вод капельки нефти и твердые взвеси. При извлечении из недр продукции скважин пластовая вода, находящаяся в эмульгированном состоянии, практически не содержит каких-либо загрязнений: примеси не превышают 1020 мг/л, но после расслоения эмульсии на нефть и воду содержание диспергированных частиц в отделяемой воде сильно растет: нефти до 45 г/л, механических примесей до 0,2 г/л. Объясняется это тем, что в результате снижения межфазного натяжения на границе нефтьвода вследствие введения в систему реагента-деэмульгатора и турбулизации расслоенного потока интенсифицируется диспергирование нефти в воде, а также отмыв и пептизация различных шламовых отложений (продуктов коррозии, глинистых частиц) с внутренней поверхности трубопроводов. Кроме того, в аппаратах-водоотделителях накапливается промежуточный слой, состоящий из капель воды с неразрушенными бронирующими оболочками, агломератов твердых частиц, механических примесей, асфальтосмолистых веществ и высокоплавких парафинов, микрокристаллов солей и других загрязнителей. По мере накопления часть промежуточного слоя сбрасывается с водой, и значительное количество загрязняющих примесей переходит в водную среду. В результате смешения вод различного химического состава происходит нарушение сульфатного равновесия, что тоже приводит к увеличению твердого осадка.
Сточные воды содержат растворенные газы: кислород, сероводород, углекислый газ, которые интенсифицируют их коррозионую активность, что приводит к быстрому износу нефтепромыслового оборудования и трубопроводов и, следовательно, ко вторичному загрязнению сточных вод продуктами коррозии. В сточных водах содержится закисное железо до 0,2 г/л, окисление которого приводит к образованию осадка и углекислого газа.
Нефтепромысловые сточные воды могут быть заражены суль-фатовосстанавливающими бактериями, поступающими с ливневыми водами, способствующими выпадению осадков карбоната кальция и сульфида железа. Наличие в сточной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов. Поэтому перед закачкой сточных вод в продуктивные или поглощающие пласты требуется их очистка. Нормы качества сточной воды, закачиваемой в продуктивные пласты, приведены в табл.15. Таблица 15

Нормы качества сточной воды для закачки в продуктивные пласты

Вид коллектора
Допустимое содержание в воде, мг/л
нефти
механических
примесей
железа
Пористо-трещиноватый и трещиноватый
25
30
2
Слаботрещиноватый
15
10
1
Гранулярный
1
2
0,5

СХЕМЫ УСТАНОВОК ПО ПОДГОТОВКЕ СТОЧНЫХ ВОД ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Установки по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов подразделяются на открытые
и закрытые. Сточные воды I в установке по подготовке сточных вод открытого типа (рис.46), поступающие с установки подготовки нефти, направляются в песколовку 1, где осаждаются крупные механические примеси. Из песколовки сточная вода самотеком поступает в нефтеловушку 3, которая служит для отделения от воды основной массы нефти и механических примесей II. Принцип действия ее основан на гравитационном разделении при малой скорости движения сточной воды (менее 0,03 м/с). При такой скорости движения сточной воды капли нефти диаметром более 0,5 мм  успевают всплыть на поверхность. Скопившуюся в ловушке нефть III отводят по нефтесборной трубе и насосом 2 подают на установку подготовки нефти на повторную обработку. После нефтеловушки сточные воды для доочистки от нефти и механических примесей поступает в пруды-отстойники 4, где продолжительность отстаивания может быть от нескольких часов до двух суток. Иногда для ускорения процесса осаждения твердых взвешенных частиц или нейтрализации сточных вод перед прудами-отстойниками к воде добавляют химические вещества: известь, сернокислый алюминий, аммиак и др. После прудов-отстойников содержание нефти в сточной воде составляет 30—40 мг/л, а механических примесей — 20— 30 мг/л. Такая глубина подготовки сточной воды IV обычно достаточна для закачки ее в поглощающие пласты и в этом случае вода через камеры 5
и 6 поступает на прием насосов 7, осуществляющих закачку ее в поглощающие скважины.
Закачка воды в нагнетательные скважины требует более глубокой ее очистки. В этом случае сточная вода из камеры 6 насосом направляется в попеременно работающие фильтры 9 и 10. В качестве фильтрующего материала используют кварцевый песок (фракция 0,5—1,5 мм), антрацитовую крошку, керамзитовый песок, графит и др. Сточная вода, поступающая в фильтр, должна содержать нефти не более 40 мг/л и механических примесей не более 50 мг/л. Остаточное содержание нефти и механических примесей после фильтра составляет 2—10 мг/л. Из фильтра очищенная вода V поступает в емкость 11, откуда насосом высокого давления 14 закачивается в нагнетательную скважину.
После 12—16 ч работы фильтр загрязняется и поток переключается в другой фильтр, а загрязненный фильтр переключают на промывку. Промывку фильтра проводят очищенной водой, забираемой насосом 13 из емкости 11 и прокачиваемой через фильтр в обратном направлении. Длительность промывки составляет 15 — 18 мин. Вода с промываемой грязью сбрасывается в илонакопитель 12.
Установки по подготовке сточных вод закрытого типа предусматривают исключение контакта воды с кислородом воздуха для предотвращения окислительных реакций. По принципу действия установки закрытого типа подразделяются на отстойные, фильтра-ционные, флотационные и электрофлотационные.  Водонефтяная эмульсия I в установке по подготовке сточных вод закрытого типа (рис. 47), поступающая с промысла, смешивается с горячей пластовой водой VII, выводимой из отстойников или подогревателей-деэмульсаторов установки подготовки нефти и содержащей реагент-деэмульгатор, проходит каплеобразователь 1 и поступает в резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром 2, в котором осуществляется предварительный сброс воды. Резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром  выполнен на основе типового вертикального резервуара и имеет сифонное устройство, обеспечивающее поддержание заданного слоя воды под слоем нефти. Водонефтяная эмульсия, изменившая свой тип с обратного на прямой в результате смешения с горячей водой с реагентом-деэмульгатором и турбулентного перемешивания в каплеобразователе, поступает в резервуар-отстойник 2 под слой воды через распределитель. Поднимаясь через жидкостный гидрофильный фильтр (слой воды) капли нефти  освобождаются от эмульсионной воды. Таким образом происходит предварительное обезвоживание нефти и предварительно обезвоженная нефть II выводится с верхней части резервуара-отстойника 2. Отделившаяся на этой стадии сточная вода III перетекает в резервуар-отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром 3. Этот резервуар-отстойник также выполнен на основе типового вертикального резервуара и имеет сифонное устройство, обеспечивающее поддержание заданного слоя нефти над слоем воды. Сточная вода вводится через лучевой перфорированный распределитель в слой нефти (жидкостный гидрофобный фильтр) и, опускаясь вниз, освобождается от капелек нефти. Уловленная нефть V (ловушечная нефть) собирается в камере, выводится сверху резервуара-отстойника и направляется на установку подготовки нефти. На границе раздела нефть—вода может образовываться слой неразрушаемой эмульсии IV, которая периодически выводится и направляется также на установку подготовки нефти. Вода, прошедшая через слой нефти и освободившаяся от основной части капельной нефти, подвергается еще и отстою в слое воды. Все эти операции обеспечивают достаточно глубокую очистку пластовой воды от капельной нефти, и очищенная вода VI, пройдя емкость 4, насосом 5 закачивается в поглощающие или нагнетательные скважины. 
Основным аппаратом установок по подготовке сточных вод закрытого типа на принципе фильтрации
является коалесцирующий фильтр-отстойник типа ФЖ-2973 (рис.48), разработанный институтом БашНИПИнефть. Сточная вода предварительно подвергается отстою в горизонтальном отстойнике, а затем через патрубок ввода 6 поступает в приемный отсек В
фильтра-отстойника, расположенный в средней части корпуса 3. Из приемного отсека сточная вода через перфорированные перегородки 10 поступает в фильтрационные отсеки Б.
Фильтрационные отсеки заполнены  коалесцирующим фильтром 5, в качестве которого применяют гранулированный полиэтилен с размером гранул 4—5 мм. Полиэтилен обладает гидрофобным свойством: нефть смачивает его, а вода нет. Поэтому капли нефти, задерживаясь на поверхности гранул, сливаются (коалесцируют) и выходят из фильтрационных отсеков Б в отстойные отсеки А в укрупненном виде. По этой причине в отстойных отсеках происходит быстрое расслоение воды и капелек нефти и нефть выводится сверху через патрубки вывода нефти 1, а очищенная вода — через патрубки 7. Осаждающиеся в отстойных отсеках механические примеси выводятся через патрубки 8. Отстойные отсеки снабжены люками-лазами 2. Загрузка и выгрузка гранулированного полиэтилена в фильтрационные отсеки проводится через люки 4
и 9. При засорении гранулированного полиэтилена осуществляют его промывку подачей в очищенную воду 10—15% дисперсии керосина в течение 30 мин.
Подготовка сточных вод, основанная на принципе флотации, осуществляется в резервуаре-флотаторе (рис.49). Флотация — это процесс извлечения из жидкости мельчайших дисперсных частиц с помощью всплывающих в жидкости газовых пузырьков. В резервуаре-флотаторе пузырьки газа образуются во флотационной зоне 5 за счет выделения растворенного газа из газонасыщенной сточной воды в результате снижения давления при поступлении ее в эту зону. Давление насыщения воды газом — 0,3—0,6 МПа; количество выделенного газа из воды — 25 л/м3. Газонасыщенная   вода через патрубок ввода 1 вводится   в   нижнюю часть флотационной зоны с помощью перфорированного распределителя. Сточная вода поднимается во флотационной зоне со скоростью, обеспечивающей    длительность    пребывания воды во флотационной зоне около 20 мин. Выделяющиеся пузырьки   газа,   поднимаясь зверх, встречают на своем пути дисперсные частицы, распределенные в воде. Дисперсные частицы, которые плохо смачиваются водой (капельки нефти), захватываются пузырьками и флотируются на по-зерхность, образуя там слой пены. Уловленная нефть собирается в юльцевой желоб 4 для сбора нефти и выводится через патрубок 2. Вода из флотационной зоны 5 перетекает в отстойную зону 6, расположенную в кольцевом пространстве между корпусом 3
резервуара и флотационной зоной, где медленно опускается вниз. Дисперсные частицы, которые хорошо смачиваются водой, не захватываются пузырьками газа во флотационной зоне, а под действием силы тяжести осаждаются вниз во флотационной и отстойной зонах, откуда осадок выводится через соответствующие перфорированные трубы и патрубки 9 и 10. Очищенная вода выводится через кольцевой перфорированный коллектор и патрубок 8. Резервуар-флотатор герметизирован, поэтому выделяющийся из воды газ   выводится сверху резервуара через патрубок 7. Содержание примесей (мг/л) в сточной воде, поступающей в резервуар-флотатор   на очистку, должно быть: нефти — 300, механических примесей — до 300. Остаточное содержание в очищенной воде, выходящей из резервуара-флотатора, составляет (мг/л): нефти — 4—30, механических примесей — 10—30.
Электрофлотация — это флотация газом, образовавшимся в результате электролиза. При электролизе воды образуются пузырьки кислорода и водорода. Преимущество электрофлотации по сравнению с газовой флотацией — возможность получения при электролизе тонкодиспергированных пузырьков газа до 16 *107 шт/(м2*мин), что приводит к быстрому осветлению нефтесодержащей воды. Сущность электрофлотационного способа очистки сточных вод включается в следующем. В технологической емкости устанавливают электроды и пропускают постоянный электрический ток. В результате электролиза на электродах выделяются газовые пузырьки, которые поднимаются вверх, пронизывая слой обрабатываемой нефтесодержащей воды. При движении в сточной воде пузырьки сталкиваются с дисперсными частицами, взвешенными в воде, прилипают к ним и флотируют их. Таким образом, дисперсные частицы собираются в верхней части сосуда в виде пены, которую удаляют с помощью скребкового транспортера. Очищенная вода выводится через патрубок, расположенный внизу аппарата. На процесс очистки сточных вод методом электрофлотации существенное влияние оказывает расположение электродов. Рекомендуется располагать один электрод в нижней части аппарата так, чтобы он по возможности закрывал все дно. Это необходимо для того, чтобы пузырьки, выделяющиеся при электролизе на этом электроде, пронизывали весь объем обрабатываемой воды и обеспечивали флотацию дисперсных частиц. Второй электрод закрепляют в вертикальном положении, так чтобы он не препятствовал флотации дисперсных частиц. Электроды выполняют в виде пластин, решеток, можно использовать подвижные электроды с целью регулирования расстояния. между ними.
Для повышения эффективности процессов флотации и электрофлотации в обрабатываемую сточную воду вводят химические реагенты, которые по механизму действия на дисперсные частицы подразделяются на две группы: коагулянты и флокулянты. Коагулянты — это электролиты, добавление которых в сточную воду приводит к объединению мельчайших дисперсных частиц в достаточно крупные соединения с последующим их  осаждением. Механизм действия такого коагулянта, как сернокислый алюминий, заключается в следующем. При растворении сернокислого алюминия происходит его гидролиз:
Аl2(SO4)3  «  2AI3+  +  3SO42-,
Аl3+  +  ЗН2О  «  Аl (ОН)з  +  ЗН+.
Образующаяся при этом гидроокись алюминия представляет собой хлопьевидный студенистый осадок, который, оседая, увлекает за собой дисперсные частицы (нефть и механические примеси). Так как этот процесс проходит активно в щелочной среде, то одновременно с коагулянтом добавляют аммиачную воду или известковое молоко (получаемое гашением извести). Кроме сернокислого алюминия, коагулянтами также являются хлорное железо, железный  купорос.
Флокулянты — это высокомолекулярные водорастворимые полиэлектролиты. Механизм их действия заключается в том, что длинные цепи молекул полиэлектролита адсорбируются своими активными центрами (гидрофильными группами) на поверхности дисперсных частиц, что приводит к хлопьеобразованию   (флокуляции). В отличие от коагуляции при флокуляции дисперсные частицы не контактируют друг с другом, а разделены мостиком из молекулярной цепи флокулянта. В качестве флокулянта используется водорастворимый полимер полиакриламид (ПАА).
Эффективность коагулянтов и флокулянтов существенно возрастает при их совместном применении в процессе очистки сточных вод. При этом дозировка флокулянтов в десятки или даже в сотни раз меньше, чем коагулянтов.

ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА РАСВЕТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

План природоохранительных мероприятий НГДУ Осинскнефть составляется ежегодно.

В него входят :

 1.  Организационные мероприятия, такие как уборка замазученности, контроль за состоянием малых рек, замеры газовоздушной среды на объектах нефтедобычи.
 2.  Научно-исследовательская работа, т.е. определение фоновой концентрации в водных объектах с закладкой водомерных ростов. Разработка радиационно-экологических условий безопасности эксплуатации на месторождении и др.
 3.  Охрана и рациональное использование водных ресурсов, куда входят: ограждение объектов нефтедобычи обваловками, отсыпкой защитных валов и т.д. Строительство гидрозатворов на ручьях и реках, организация регулярных режимных наблюдений за уровнем и качеством подземных вод (бурение гидрорежимных скважин), использование ингибиторов для обработки сточных вод и др.
В конце каждого месяца составляется отчет о выполнении природоохранительных мероприятий. С целью охраны окружающей среды вся система сбора и транспортировки нефти и нефтяного газа герметизированы, что позволяет исключить соприкосновение нефти с атмосферой на всем пути ее следования от скважины до пунктов подготовки или сдачи нефти.
Предусматривается утилизация попутного газа.
Система очистки пластовых вод закрытая. Все технологические процессы сбора нефти и нефтяного газа автоматизированы. С целью охраны недр, скважины, которые не могут быть использованы при дальнейшей разработке, ликвидируются с соблюдением всех соответствующих правил и инструкций.
Для охраны и рационального землепользования бурение ведется кустовым способом. Должны также предусматриваться конструкции скважин и технологии бурения, которые предотвращают открытое фонтанирование, грифонообразование, обвалы ствола скважины, обеспечивают изоляцию водоносных пластов, герметичность колонн и высокое качество их цементирования.
Для предотвращения растекания пролитой нефти площадки кустов и одиночных скважин, замерных установок, сепарационно-насосных установок и нефтяных резервуаров обваловываются.
С целью охраны и рационального использования водных ресурсов рекомендуется осуществлять закачку сточных вод в пласт.
Для снижения коррозии трубопроводов, объектов сбора и транспорта нефти и газа, предусмотрена периодическая закачка ингибитора коррозии.
При охране недр проектируется осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение безвозвратных потерь нефти в недрах, вследствие низкого качества проводки скважин, приводящих к преждевременному обводнению  или дегазации пластов, перетоков жидкости между прдуктивными и соседними горизонтами, разрушению нефтесодержащих пород, нарушению прочности колонны и цемента  за ней и других последствий, ухудшающих состояние недр.
Все эти мероприятия позволяют наиболее полно использовать запасы недр без нанесения ущерба недрам и окружающей среде.[15]

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕКОМЕНДУЕМЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

Расчет экономической эффективности  заменены оборудования

Экономическая эффективность рассчитана для 16-и скважин с разной подачей насоса. Замена ШГН-32,ШГН-38,ШГН-43 на ШГН-28 в скважинах 2,107,130,155,156,162,169,187,198,221 , замена ШГН  на ЭЦН-10 в скважинах 152,213 , замена ШГН на ЭЦН-20 в скважинах 174,175,179,197. Ниже приведены результаты расчетов.[11]

               Экономический эффект (замена на ШГН-28)

                                                                                                                Таблица 6.2
Тип насосаДебит по жидкости ,м3Себестоимость 1т, руб.
Скважина 2
НГВ-32279714,4
НГВ-28271015,1
Эффект ,руб.8699,3
Скважина 107
НГВ-32532157,5
НГВ-28528648,1
Эффект ,руб.3509,4
Скважина 130
НГН-431016765,2
НГВ-281014229,7
Эффект ,руб.2535,5
Скважина 211
НГВ-321160180,9
НГВ-281142700,1
17480,8
Скважина 155
НГВ-32439951,0
НГВ-28435591,1
Эффект ,руб.4359,9
                                                                                       Продолжение таблицы 6.2
Тип насосаДебит по жидкости ,м3Себестоимость 1т, руб.
Скважина 156
НГВ-32353226,3
НГВ-28347417,6
Эффект ,руб.5808,7
Скважина 162
НГВ-32819952
НГВ-28817774,6
Эффект ,руб.2177,4
Скважина 169
НГН-43627933,2
НГВ-28623708,8
Эффект ,руб.4224,4
Скважина 187
НГН-43723953,5
НГВ-28720330,9
Эффект ,руб.3622,6
Скважина 198
НГН-43918622,1
НГВ-28915805,9
Эффект ,руб.2816,2

                   Экономический эффект (замена на ЭЦН-10)

                                                                                                                          Таблица 6.3
Тип насосаДебит по жидкости ,м3Себестоимость 1т, руб.
Скважина 213
НГН-431115245
ЭЦН-101113833,3
Эффект ,руб.1411,7
Скважина 152
НГН-431213966,6
ЭЦН-101212673,3
Эффект ,руб.1293,3

Экономический эффект смена ШГН на ЭЦН-20

                                                                                                                Таблица 6.4
Тип насосаДебит по жидкости ,м3Себестоимость 1т, руб.
Скважина 175
НГН-431312895,4
ЭЦН-201312413,8
Эффект ,руб.481,6
Скважина 197
НГН-431411968,7
ЭЦН-201411521,7
Эффект ,руб.447
Скважина 179
НГН-441511880,9
ЭЦН-201510756
Эффект ,руб.1124,9
Скважина 174
НГН-441611138,4
ЭЦН-201610085,8
Эффект ,руб.1052,6
Предполагаемый экономический эффект от рекомендуемых мероприятий на добычу 1 т жидкости по каждой скважине варьируется от 2177,4 до 17480,8 (замена на НГВ-28) и от 1293,3 руб. до 1411,7 руб. (замена на  ЭЦН-10 ) и от 447 руб. до 1124,9 руб. (замена на ЭЦН-20). 
Полученные данные говорят о экономической эффективности и целесообразности введения предложенных рекомендаций . Рассчитаем годовую прибыль от снижения себестоимости добычи жидкости для 3-х скважин 155,179,164.
За год добыча нефти по скважинам составит 155 (1187,6 тонн нефти) , 164 (2676,9 тонн нефти) , 179 (3622,3 тонн нефти). Стоимость добытой нефти при эксплуатации установленным насосом 155 (47445807,6 руб.) , 164 (37387191,54 руб.) , 179 (43036184,07 руб.).
Стоимость добытой нефти при эксплуатации рекомендуемым насосом 155 (42267990,36 руб.) , 164 (33925156,77 руб.) , 179 (38961458,8 руб.). Годовая прибыль за счет уменьшения себестоимости составляет 155 (5177817,24 руб.) , 164 (3462034,77 руб.) , 179 (4074725,27 руб.).  

Расчет экономической эффективности при установке на станок качалку промежуточного редуктора

Рассчитанная ранее сэкономленная мощность составляет 6.2 кВт на одну скважину. За один год работы экономический эффект составит :
Э = P´ t ´C , где
Р- сэкономленная мощность , кВт
С- стоимость 1 кВт*ч , руб.
t — количество часов ,
Э = 6.2´8688´168 = 9 049 421 руб.
          За год получаем экономию электроэнергии с одной скважины за счет установки промежуточного редуктора на  сумму 9 049 421 руб. , стоимость промежуточного редуктора 8500000 руб. таким образом  редуктор окупается за один год работы .

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога