Обратная связь
|
Установки подготовки сточных вод На современном нефтяном месторождении суточный расход воды может достигать сотен тысяч кубических метров. Самыми крупными потребителями воды являются цехи поддержания пластового давления (ППД). Количество нагнетаемой в продуктивный пласт воды зависит от многих факторов и определяется для каждого участка или месторождения специальными расчетами. Для ППД в залежь можно нагнетать как природные (в большинстве случаев пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном из пластовых (~85%), пресных (~10 – 12 %) и ливневых (~5%) вод.
Пресные и сточные воды могут содержать различные примеси органического и неорганического происхождения.
Пресные природные воды могут содержать незначительное количество солей (1000 мг/л=1 г/л), различные газы, механические примеси, гидрозакись Fe(OH)2 и гидроокись Fе(ОН)3 железа и микроорганизмы, влияющие в той или иной степени на процесс заводнения пластов. Механические примеси и микроорганизмы, содержащиеся в нагнетаемой воде, заиливают поверхность фильтрации и закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Для борьбы с микроорганизмами (бактериями) сейчас широко применяют хлорирование пластовой воды, а также обработку формалином.
В сточных водах могут содержаться капельки нефти, гидраты окиси Fе(ОН)3 и закиси Fe(OH)2 железа, а также большое количество солей, доходящее до 300000 мг/л (300 г/л).
Микроорганизмы и водоросли, находящиеся в нагнетаемой в пласт воде (особенно сульфатвосстанавливающие бактерии), могут образовывать до 100 мг/л сероводорода (H2S), который на поздней стадии разработки месторождения, поднимаясь вместе с нефтью на поверхность, корродирует обсадные и фонтанные трубы и всю поверхностную систему сбора нефти, газа и воды, выводя ее из строя. Поэтому для воды, предназначенной для закачки в продуктивные пласты, приходится сооружать установки по очистке. Чем чище вода, закачиваемая в пласт, тем больше приемистость нагнетательных скважин и тем меньше необходимое их количество, а, следовательно, и меньше расходы, связанные с поддержанием пластового давления.
Степень очистки сточных вод должна быть такой, чтобы сохранялась устойчивая приемистость нагнетательных скважин при невысоком давлении (10 МПа) закачки. Нормы допустимого содержания в закачиваемой воде механических, химических и органических примесей должны устанавливаться на основании лабораторных исследований и опытной закачки воды в скважины.
К очистке воды для каждого месторождения подход должен быть индивидуальным, и там, где проницаемость продуктивных коллекторов нагнетательных скважин высокая, нет необходимости в сооружении сложных и дорогостоящих установок.
Для подготовки сточных вод на нефтяных месторождениях обычно применяются установки трех типов: открытые, полузакрытые 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 и 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 алюминии 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 (Н2S) и углекислого газа (CO2) и для более глубокой очистки воды от капелек нефти и механических примесей.
Закрытые системы очистки сточных вод могут быть как напорными, так и безнапорными.
Закрытая напорная 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 Fе(ОН)2 в гидрат окиси Fе(ОН)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.
На рис. 7.2.1 показана открытая схема установки очистки сточных вод, которая пока еще широко применяется на месторождениях. Работает она следующим образом. Отделившаяся от нефти вода в отстойниках и в сепараторах-деэмульсаторах автоматически сбрасывается в песколовку, ловушку нефти 1, а затем перетекает в пруды-отстойники 3. Из прудов-отстойников вода забирается насосами 4 и подается через песчаные фильтры 5 в емкости очищенной воды 6. Из этих емкостей сточная вода поступает на прием насосов 7 и подается на кустовые насосные станции (КНС), где создается высокое давление (14,7 – 19,62 МПа), для закачки ее через нагнетательные скважины в пласт. В песколовках за счет разности в плотностях из сточной воды выпадают механические примеси.
Рис. 7.2.1 Открытая схема установки очистки сточных вод
1 – ловушка нефти; 2 – насос для откачки ловушечной нефти; 3 – пруды-отстойники; 4 – насос для подачи воды на фильтры; 5 – песчаные фильтры; 6 – емкости для чистой воды; 7 – насос для подачи чистой сточной воды на КНС; 8 – насос для подачи чистой воды при промывке фильтров; 9 – пруд (амбар) для загрязненной воды
В ловушках нефти из воды "улавливаются" (всплывают на поверхность) капельки нефти диаметром свыше 80 мкм; затем скопившаяся на поверхности воды нефть забирается насосом 2 и подается вновь в отстойники или сепараторы-демульсаторы (подогреватели). В прудах-отстойниках 3 в результате резкого снижения скорости воды (v>0,008 см/с) улавливаются капельки нефти размером до 30 - 40 мкм и оседают механические примеси. Окончательной, "тонкой" очистке сточные воды подвергаются в попеременно работающих песчаных фильтрах 5. Песчаные фильтры через определенное время необходимо промывать от осевших микрочастиц. Для промывки используется очищенная вода из емкости 6, подаваемая насосом 8. Грязная вода после очистки фильтров сбрасывается в амбар 9.
Недостатки описанной установки очистки сточных вод следующие: 1) ловушки нефти и пруды-отстойники сооружаются из железобетона, а это обходится очень дорого; 2) для строительства такой установки нужна большая площадь; 3)в процессе разработки нефтяного месторождения производительность этой установки должна постоянно увеличиваться в связи со все большим обводнением добываемой нефти; 4) сточная вода в данной установке контактирует с кислородом воздуха, который, растворяясь в ней, способствует коррозии водопроводов и насосов, перекачивающих эту воду.
Рассмотрим установки очистки сточных вод закрытого типа, в которых не происходит контакта воды с воздухом.
На рис. 7.2.2 приведена схема оборудования, применяемого на УПВ сточных вод.
УПВ работает следующим образом. Из сепаратора-деэмульсатора сточная вода с ПАВ сбрасывается в линии la и 1, из которых она поступает на смешение с нефтяной эмульсией и в герметизированные емкости 2 и 7 УПВ. В емкостях 2, показанных на рисунке в поперечном разрезе, имеются гофрированные гидрофобные пластины 3, к которым могут прилипать капельки нефти, скапливаться на них и в виде тонкой пленки двигаться по гофрам этих пластин к верхней образующей емкостей 2.
Скопившуюся в верхней части емкостей 2 нефть отбирают насосом 4 и по нефтепроводу 5 подают на вход теплообменников для доведения ее до кондиции в сепараторах-деэмульсаторах. Отстоявшаяся в емкостях 2 вода самотеком по водоводу 6 поступает в емкости для хранения чистой воды 7. Из емкостей 7 вода забирается насосом 8 и подается на КНС для закачки ее в нагнетательные скважины. Так осуществляется система использования сточной воды по замкнутому циклу без контакта с кислородом воздуха.
Рис. 7.2.2 Установка очистки сточных вод закрытого типа
la, 1 – линии для транспорта сточной воды; 2, 7 – герметизированные емкости; 3 – гофрированные гидрофобные пластины; 4 – насос для откачки нефти; 5 – нефтепровод; 6 – водовод; 8 – насос для подачи води на КНС
8. Качество природного газа и требования, предъявляемые к нему
Добываемые из газовых месторождений газы содержат наряду с углеводородами азот, углекислоту, сероводород, гелий, аргон, пары воды, капельную пресную и минерализованную воду, а также механические примеси- частицы породы и тампонажного цемента. Нередко с газом длительное время выносятся из пласта ингредиенты бурового раствора, проникшего в коллектор в процессе бурения скважины.
Требования, предъявляемые к качеству природного газа, зависят от его назначения. Требования к качеству газа по ОСТ 51.40-93 представлены в таблице 8.1
Таблица 8.1
Требования к качеству газа по ОСТ 51.40-93
ПОКАЗАТЕЛИ
| Норма климата
| Умеренный
| Холодный
| 01.05-30.09
| 01.10-30.04
| 01.05-30.09
| 01.10-30.04
| 1. Точка росы по влаге, °С
| -3
| -5
| -10
| -20
| 2. Точка росы по углеводородам не выше °С
|
|
| -5
| -10
| 3. Масса H2S, не более г/мм3
| 0,007
| 0,007
| 0,007
| 0,007
| 4. Масса меркоптановой серы, г/м
| 0,016
| 0,016
| 0,016
| 0,016
| 5. Объемная доля кислорода, %
| 0,5
| 0,5
|
|
| 6. Теплота сгорания
низшая, МДж/м3
| 32,2
|
|
|
| 7. Температура газа, °С
| Устанавливается проектом
| 8. Масса механических примесей и летучих жидкостей
| Устанавливается соглашением с подземным хранилищем газа ГПЗ и промыслом
|
Несоблюдение требований к качеству природного газа приводит к большим перерасходам средств, порче оборудования, а иногда и к авариям, убыток от которых не всегда поддается точном учету.
Необходимо отметить, что некоторые компоненты природного газа в зависимости от конкретных условий могут переходить из категории вредных примесей в разряд ценных ингредиентов.
|
|