Меню Рубрики

Анализ воды закачиваемый в пласт

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

источник

Неотъемлемой частью большинства технологических процессов является очистка значительных объемов жидкости от механических загрязнений.

Знание физических основ процесса фильтрации, факторов, определяющих режимы работы фильтрационного оборудования и, в конечном счёте, качество производимого продукта, позволяет использовать наиболее рациональные типы современного фильтро-сепарационного оборудования.

Обслуживание фильтро-сепарационного оборудования требует достаточной теоретической подготовки, знания конструкций применяемого оборудования, умения обеспечить наиболее рациональные режимы работы при изменении физических характеристик поступающих суспензий.

Разработка современных высокоэффективных устройств очистки жидкостных и газовых потоков требует предварительного изучения дисперсной структуры загрязнений .

Главным фактором выбора эффективных устройств очистки жидкостей (газов), имеющих минимальную стоимость, является технологический аудит производственных условий эксплуатации, создаваемого фильтро-сепарационного оборудования.

К сожалению, в настоящее время такой аудит не проводится, потребители приобретают оборудование только на основе каталожной информации без учета реальных условий производств и, зачастую, несут повышенные затраты.

С точки зрения современных научных представлений высоко-эффективные технические устройства для очистки жидкостей (газов) должны быть сконструированы в виде многоступенчатой системы средств очистки, в которой каждая ступень работает в своей рекомендуемой зоне дисперсного состава загрязнений.

Высокоэффективная очистка воды для заводнения нефтяных пластов от загрязнений является весьма сложной технической задачей, решение которой на этапе проектирования ввода новых объектов требует проведения специальных научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ. Основным нормативным документом, регламентирующим требования к качеству подготовки воды для заводнения нефтяных пластов, является ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов» (Приложение 1,2,3 )

Особенностями фильтрования пластовых вод после их предварительного отстаивания в резервуарах (РВС) является наличие в загрязненной воде: нефтепродуктов (неньютоновской жидкостей), АСПО, растворенных полимеров, поверхностно активных веществ и ряда других примесей, приводящих к облитерационным процессам фильтрующей перегородки.

Регенерация ФЭ обратным током фильтрата в этом случае оказывается недостаточно эффективной.

Вода поступающая из РВС представляет собой суспензию (КДС) содержащую мелкие в основном (5÷10 мкм) и зачастую липкие взвеси, что приводит к быстрому забиванию фильтровальной перегородки, а ее регенерация сложна, как правило, требуется замена фильтровальной перегородки или фильтрующего материала. В этих случаях задача фильтрования жидких сред традиционными фильтрами представляет наибольшую сложность или является экономически нерентабельной.

НПП «ЭкоЭнергоМаш» в течение 2007÷2012 г.г. совместно с ОАО «ТАТНИПИнефть» был выполнен большой объем НИР и ОКР по разработке различного фильтро-сепарационного оборудования и выбора оптимальных схем фильтрации с целью подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.

В зависимости от качества очищаемой воды, требуемой степени её осветления и производительности установок применяют фильтры с различными устройствами пористой фильтрующей среды:

  • Фильтры с зернистой загрузкой;
  • Сетчатые фильтры;
  • Намывные фильтры;
  • Фильтры, в которых в качестве фильтрующей среды используются эластичные или жёсткие объёмные пористые материалы.

Обычная фильтрация позволяет отделить от жидкости (газа) частицы с размером более 10 мкм.

Для отделения от жидкости (газа) частиц с размером 0,1 — 10 мкм используется микрофильтрация. Главными областями применения микрофильтрации являются получение стерильной воды в пищевой и фармацевтической промышленности.

ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов», регламентирует очистку воды от механических примесей размером 1÷2 мкм.

В то же время при проектировании фильтрационного оборудованиядля подготовки воды с целью заводнения нефтяных пластов, информация о дисперсном составе механических примесей в интервале ≤ 2 мкм не приводится, наименьший интервал ≤ 5 мкм (0-5мкм), см. таблицу 1

Объемная доля частиц, %
от 5,0 до 10,0 мкм от 10,0 до 25,0 мкм от 25,0 до 50,0 мкм от 50,0 до 100,0 мкм более 100 мкм

Такой характер анализа дисперсионного состава механических примесей в воде закачиваемой в нефтяные пласты присущ для всей нефтедобывающей отрасли России, что в общем подтверждает банальный факт экономической нерентабельности очистки воды от механических примесей менее 5 мкм и фактического отсутствия примеров выполнения требований очистки воды от механических частиц ≤ 2 мкм в соответствие с ОСТ 39-225-88.

В соответствие с требованием ОСТ 39-225-88 рассмотрим преимущества и недостатки различных систем фильтрационной подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.

Приходится констатировать, что единственным методом, подготовки воды для заводнения нефтяных пластов, применяющимся повсеместно, остается метод отстаивания (отстойники). Для этого используются различные отстойники с комбинацией всевозможных внутренних устройств, для интенсификации осаждения различных примесей, — твердых, жидких.

Опыт применения фильтров, с зернистой загрузкой широко применяющихся для очистки сточных вод в процессах подготовки воды для закачки в нефтяные пласты крайне незначителен из-за их специфических особенностей.

В тех случаях, когда необходимость очистки обусловлена удалением из жидкости частиц размер которых, больше некоторого значения, применяют различное фильтрационное оборудование .

Работоспособность фильтрующего оборудования во многом определяется фильтрующими перегородками, с помощью которых осуществляется отделение частиц твердой фазы от жидкости или газа. Фильтрующие перегородки, как правило, выполняются из пористых материалов в виде плоских или цилиндрических поверхностей, называемых фильтрующими элементами.

Фильтрующие элементы (ФЭ) обычно изготавливаются из ткани, керамики, металлокерамики, различного вида сеток, набора пластин, из волокнистых материалов и др., образующих фильтрующие проходные сечения заданной величины.

Общим во всех перечисленных фильтрующих элементах является неизменность фильтрующих зазоров в обоих режимах работы фильтра: и при фильтровании, и при регенерации обратным током жидкости или газа.

Наибольшее распространение для заводнения нефтяных пластов получили фильтры с ФЭ на основе металлических сеток и пористо-ячеистых материалов (металлокерамические, керамические, полимерные).

Как показали многочисленные исследования в.т.ч. и НПП «ЭкоЭнергоМаш» фильтроэлементы изготовленные из пористо-ячеистых материалов (изготавливаются методом спекания из различных порошков) имеют большое количество тупиковых пор, что приводит к необратимой кольматации порового пространства. Применение обратной промывки не позволяет восстанавливать фильтрующую способность ФЭ даже при достижении предельных (давление разрушения) давлений.

В трактах высокого давления: компримирование газов, насосы высокого давления применение металлокерамических ФЭ может привести к аварийной ситуации т.к. предельные давления разрушения не превышают 1 МПа (10кг/см 2 ), к тому же при высоких скоростях фильтруемой среды происходит вынос субмикронных частиц из материала ФЭ, что резко снижает срок работы уплотнений.

Лучшие результаты в фильтрах для заводнения нефтяных пластов дает применение пружинных (спиральных) фильтроэлементов (ФЭК) и ФЭ на основе металлических сеток.

Фильтры на основе пружинных (Приложение 4) и сетчатых ФЭ обладают гарантированной крупностью очистки, низким гидравлическим сопротивлением, хорошей способностью к регенерации.

В пружинных ФЭ (фильтрующие элементы Крапухина) обеспечено различие свойств элементов: при фильтровании фильтрующие проходные сечения имеют заданную (при их изготовлении) неизменную величину, а при регенерации ФЭ обратным током жидкости или газа эти проходные сечения увеличиваются и, кроме того, имеют возможность совершать колебательные движения под воздействием регенерирующего потока жидкости или газа.

Основное отличие пружинных фильтроэлементов (ФЭК) от известных фильтрующих материалов и элементов состоит в том, что они свободны от главного их недостатка от необратимого закупоривания пор .

На фильтрах, оснащенных ФЭК, можно проводить бесконечное число циклов «фильтрация-регенерация», не опасаясь их остановки из-за необратимого закупоривания пор и необходимости замены фильтрующих материалов.

Выпускаемые сегодня ФЭК имеют абсолютную минимальную тонкость фильтрации 15÷18 мкм, и обеспечивают эффективную тонкость фильтрации в соответствие с ГОСТ 14066-68, на уровне 7÷10 мкм. Допустимый перепад давления на ФЭК не более 2 кг/см 2 .

Фильтроэлементы ФЭК были разработаны для фильтрации радиоактивных растворов и наибольшее применение нашли в атомной промышленности.

НПП «ЭкоЭнергоМаш» разрабатывает и изготавливает различное фильтрационное оборудование для очистки жидкостей и газов на основе пружинных ФЭ.

Для очистки жидкостей с тонкостью фильтрации менее 10 мкм предприятием изготавливаются фильтры на основе проницаемых конструкций из металлических сеток, см. Приложение 5.

В отличие от фильтрующих материалов из металлических сеток, функциональныйсрок работы ФЭ из КПСМ (срок работы фильтроэлементов, при котором сохраняется паспортная тонкость фильтрации, производители никогда не указывают этот параметр. ) сохраняется на все время эксплуатации ФЭ .

Функциональный срок работы ФЭ из металлических сеток как правило не превышает 20÷30 циклов регенерации и после предельного количества регенераций тонкость фильтрации не соответствует паспортным данным и может на порядки отличаться от первоначальной (паспортной).

Недостаток порошковых ФЭ (металлических, металлокерамических, керамических, полимерных материалов), необратимое закупоривание и как следствие падение производительности и невозможность регенерации.

Сетчатые ФЭ, обладая гарантированной степенью очистки, имеют малую грязеемкость. Для устранения этого недостатка используется механизм саморегенерации фильтра.

Различают фильтры, регенерация которых ведется постоянно (гидродинамические фильтры) и фильтры, в которых устройство очистки включается по мере необходимости (фильтры с противоточной регенерацией ФПР).

Преимущество последних проявляется при очистке слабозагрязненных сред, когда период фильтрования существенно превышает период регенерации.

Как указывалось выше вода поступающая на фильтрацию после отстойников представляет собой суспензию содержащую мелкие в основном (5÷10 мкм) липкие взвеси.

Регенерация ФЭ обратным током фильтрата в этом случае оказывается недостаточно эффективной. Визуальные наблюдения на испытательных стендах свидетельствуют, что поверхность ФЭ в момент наложения «шоковой» регенерации покрывается «вулканическими кратерами», но налипший осадок не отстает полностью от пористой перегородки, что приводит к постепенному падению производительности фильтра.

При продолжительной эксплуатации сетка зарастает частицами размер которых сопоставим с размером ячейки сетки (рис. 5)

На рис 5. приводится пример роста количества не удаляемых загрязнений при увеличении числа циклов загрязнение–регенерация для ФЭ изготовленных из металлических сеток.

На рис 6 приводится график граничного перепада давления Δр max на ФЭ при котором начинается необратимая кольматация (закупорка) от рабочего давления фильтра.

10 циклов 100 циклов Рис 6 Граничный перепад давления при загрязнении Δр max, в зависимости от рабочего давления фильтра Рисунок 5 – Рост количества не удаляемых загрязнений при увеличении числа циклов загрязнение–регенерация

Поэтому, ограничение максимального перепада давления при засорении ФЭ дает реальную возможность обойтись без устройств интенсифицирующих процесс противоточной регенерации. Превышение рабочего давления фильтра над максимальным перепадом давления на ФЭ при засорении должно быть более чем на один порядок и на практике, как правило, подбирается экспериментально.

Читайте также:  Показатели анализ воды из скважины

При эксплуатации фильтров крайне важно производить своевременную регенерацию ФЭ не допуская граничных перепадов давления Δр max !.

Для пористо-ячеистых материалов, это приводит к необратимой кольматации и фактически к необходимости замены ФЭ (как вариант восстановление на специальных ультразвуковых установках, что крайне проблематично по имеющемуся опыту эксплуатации фильтрационного оборудования на промышленных предприятиях).

Для сетчатых материалов такое требование также важно т.к. при достижении граничного Δр maxпроисходитдеформация ячеек на фильтре, полотно сетки начинает деформироваться, ячейки теряют свою форму, что приводит к местному увеличению размеров проходных отверстий металлической сетки и после предельного количества регенераций тонкость фильтрации не соответствует паспортным данным и может на порядки отличаться от первоначальной (паспортной).

Причина такого состояния в недостаточной эффективности противоточной промывки при удалении частиц загрязнителя, которые застряли в моменты близкие к началу цикла регенерации, в эти моменты площадь сетки остающейся чистой минимальна, а так как расход поддерживается постоянным, то скорости жидкости и частиц максимальны.

Многочисленные исследования показали, что именно переход кинетической энергии в упругие деформации частицы и проволок сетки обусловливает появление трудно удаляемых загрязнений.

Для устранения эффекта увеличения размеров проходных сечений применяют спекание узлов сетки после переплетения. Применение синтерированных сеток (сетки со спеченными узлами) исключают деформацию проходных отверстий, однако значительно усложняет технологию изготовления сеток, см. Приложение 5.

Одним из способов повышения пропускной способности фильтровальной перегородки и ресурса фильтроэлементов, является применение самоочищающихся фильтров, т. е. фильтров, которые в процессе работы очищались бы от образующегося на поверхности фильтровальной перегородки слоя осадка загрязнения и тем самым восстанавливали свою пропускную способность.

Известно, что очистка фильтровальной перегородки в процессе работы фильтра может осуществляться за счет гидродинамического смыва образующегося осадка потоком жидкости, а также за счет воздействия центробежных и вибрационных сил, акустических колебаний.

Непрерывная регенерация осуществляется в аппаратах 2-х типов:

  1. Гидродинамических фильтрах;
  2. Пульсационных аппаратах;

Первые нашли широкое применение при очистке сточных вод. Механизм работы гидродинамических фильтров заключается в том, что часть потока непрерывно омывает фильтрующую перегородку, или через всасывающие сопла непрерывно отбирается и сливается в дренаж.

Зарубежными и отечественными производителями гидродинамических фильтров предлагается множество конструктивных решений повышающих эксплуатационные качество таких фильтров. В качестве фильтрующей перегородки для гидродинамических фильтров используется щелевая решетка (значительно реже, металлические сетки и зернистые загрузки) с специальным профилем и полировкой фильтрующей поверхности. Минимальная тонкость фильтрации 50÷100мкм, применение сеток с меньшей тонкостью фильтрации в качестве фильтрующей перегородки в таких фильтрах приводит к значительному усложнению аппаратов и сложностью их эксплуатации.

В МГТУ им. Н. Э. Баумана разработаны гидродинамические вибрационные фильтры, которые обеспечивают необходимую тонкость фильтрации, позволяют достичь высокой эффективности очистки жидкостей при обеспечении больших пропускной способности и ресурса работы фильтра.

Гидродинамические вибрационные фильтры (ГВФ) могут применяться для очистки сильно загрязненных сточных вод, регенерации отработанных масел, для очистки технологических и рабочих сред, особенно эффективны для очистки высоковязких сред, а также сред, загрязненных нефтепродуктами, растворами полимеров.

В настоящее время происходят испытания фильтров ГВФ на машиностроительных предприятиях России.

Научными коллективами России возрождается направление создания фильтровального оборудования сильно загрязненных жидкостей, на основе пульсационных процессов в жидкостях, широко применявшихся на предприятиях Министерства Среднего машиностроения (сегодня министерство атомной промышленности)

Суть пульсационных процессов при фильтрации сильно загрязненных жидкостей через фильтрующую перегородку, заключается в создание пульсаций давления в жидкости различными пульсационными аппаратами (пульсаторами, акустическими излучателями).

Пульсации давления (акустические волны) воздействующие на суспензии (КДС), предотвращают прилипание (адгезии) примесей на фильтрующей перегородке, т.е. создается пульсирующий взвешенный слой примесей в жидкости, который по мере накопления дренируется.

В 2013г. НПП «ЭкоЭнергоМаш» планирует начать выпуск акустических фильтров для очистки газовых сред от аэрозольных примесей, и акустических фильтров на базе спиральных ФЭ и проницаемых конструкций (КПСМ) для фильтрации сильно загрязненных жидкостей (КДС) с акустическими излучателями.

Схема подготовки воды для заводнения нефтяных пластов состоит из 2-х последовательно включенных аппаратов:

  1. Фильтр с пружинными фильтроэлементами типа ФЭК, с абсолютной тонкостью фильтрации 15÷20 мкм и эффективной тонкостью фильтрации 7÷10мкм.
  2. Фильтр с ФЭ КПСМ с абсолютной тонкостью фильтрации 5 мкм, эффективной тонкостью фильтрации 1÷3мкм;
  3. Аппараты комплектуются УЗ генераторами;

Допустимое содержание механических примесей и нефти в закачиваемой в продуктивный коллектор воде с целью поддержания пластового давления

Проницаемость пористой среды коллектора, мкм 2 Коэффициент относительной трещиноватости коллектора Допустимое содержание в мг/л воде.
механических примесей 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 до30
до 0,6 вкл от 3,5 до 3,6 вкл до 40 до 40
свыше 0,6 менее 3,6 до 50 до 50

Коэффициент относительной трещинноватости определять в соответствии с РДС 39-01-041-81 «Методика прогнозного определения норм качества сточных вод для внутриконтурного заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа. Содержание механических примесей и нефти в сточной воде».

источник

Для обеспечения надлежащей приемистости водонагнетательных скважин, выполнения задач поддержа­ния пластового давления и повышения нефтеотдачи к нагнетаемой воде предъявляются следующие основные тре­бования.

1. Вода не должна вступать в химическую реакцию с пластовыми водами, так как при этом может происходить выпадение осадка и закупорка пор пласта.

2. Количество механических примесей в воде должно быть небольшим, так как это может приводить к засорению призабойной зоны пласта и потере приемистости воды скважинами.

3. Вода не должна содержать примесей сероводорода и углекислоты, вызывающих коррозию назем­ного и подземного оборудования.

4. При использовании для нагнетания воды поверхностных источников она должна подвергаться об­работке на биологическую очистку от микроорганизмов и спор водорослей. Попадая вместе с на­гнетаемой водой в поры пласта, микроорганизмы и споры водорослей могут оказаться в благо­приятных температурных условиях для размножения, что приведет к закупорке пор пласта. Осо­бую опасность представляет попадание в поры пласта анаэробных бактерий, способных восстано­вить серу из ее соединений в минералах, составляющих пласт. Это обусловливает появление в пластовых водах сероводорода со всеми вытекающими из этого неблагоприятными последствия-

ми — сероводородная коррозия подземного оборудования, засорение нефти и газа сероводородом и т. д.

5. Нагнетаемая вода не должна вызывать разбухание глинистых пропластков внутри объекта разра­ботки и глинистых частиц цементирующего материала пласта. Это может привести к закупорке пор и разрушению призабойной зоны скважины с нарушением целостности эксплуатационной ко­лонны. Вопрос взаимодействия воды с глинами пласта изучается на стадии подготовки геолого-промысловых материалов по месторождению и проектированию разработки. Тогда же отрабаты­ваются мероприятия по подготовке воды, не приводящие к разбуханию глин.

6. Нагнетаемая вода должна обладать хорошей способностью отмывать нефть от породы. Это дости­гается добавлением к воде поверхностно-активных веществ. Опыт показал, что устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещинноватости пород до 5-50 мг/л, причем с увеличением трещинноватости повышается допустимое содержа­ние. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3-6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оцени­вается в лаборатории (анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн) и пробной закачкой в пласт.

Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.

С середины 40-х годов разработка залежей в нашей стране осуществляется в основном с применением за-воднения, которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 раза по сравнению с разработкой на естест­венных режимах. И тем не менее баланс остаточных запасов на месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки остается весьма высоким, составляя в отдельных случаях 50-70%.

Такое состояние с остаточными запасами, которые не могут быть извлечены традиционными методами за-воднения, требует ускорения и внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов. Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на четыре группы:

*?* физико-химические методы — заводнение с применением активных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных раство­ров);

источник

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 85—88%, на долю пресных — 10—12% и на долю ливневых — 2—3%. 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 1040—1180 кг/м 3 , 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 10—20 мг/л, но после расслоения эмульсии на нефть и воду содержание диспергированных частиц в отделяемой воде сильно растет: нефти — до 4—5 г/л, механических примесей — до 0,2 г/л. Объясняется это тем, что в результате снижения межфазного натяжения на границе нефть—вода 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.1.

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
Слаботрещиноватый
Гранулярный 0,5

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

источник

Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает: 1) осветление мутных вод коагулированием; 2) декарбонизацию; 3) обезжелезивание; 4) ингибирование.

Осветление мутных вод коагулированиемосуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести. Для этого в воду добавляют реагенты (сернокислый алюминий, хлорное железо, железный купорос и др.), называемые коагулянтами.В результате реакции коагуляции происходит укрупнение взвешенных частиц и образуются хлопьевидные соединения, которые оседают в воде.

Декарбонизациявыполняется с целью удаления из воды бикарбонатов 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.

Обезжелезиваниемназывается 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 воздуха — 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 известкованиив воду добавляют известковое молоко, что также приводит к образованию нерастворимого осадка гидрата окиси железа.

Ингибированиемназывается обработка воды ингибиторами -веществами, замедляющими процесс коррозии. По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.

Реагенты-бактерициды используют для подавления жизнедеятельности сульфатовосстанавливающих бактерий. Одним из наиболее эффективных реагентов является формалин.

Типовая схема установки подготовки природных водпоказана на рис. 7.46. Насос 1 забирает воду и подает ее в смеситель 3. По пути дозировочное устройство 2 вводит в нее коагулянт. В смесителе 3 коагулянт интенсивно перемешивается с водой, после чего обработанная вода поступает в осветлитель 4, где образуются и задерживаются хлопья. Окончательная очистка воды от хлопьев осуществляется в фильтре 5, откуда она самотеком направляется в резервуары 6. Затем насос 7 перекачивает воду на кустовые насосные станции (КНС), которые через нагнетательные скважины закачивают ее в пласт. Насос 8 служит для периодической очистки фильтра 5 от взвешенных частиц путем прокачки через него чистой воды.

Для предупреждения коррозии и стабилизации химического состава воды в нее при помощи дозировочных насосов добавляют реагент гексаметафосфат натрия в количестве 2. 3 г/м :! . С целью уничтожения бактерий и других микроорганизмов применяют обработку воды хлором — ее хлорирование.

В отличие от природных сточные водымогут содержать нефть, углекислый газ, сероводород и микроорганизмы. Соответственно их подготовка предусматривает: 1) отстаивание от нефти и газа; 2) уничтожение микроорганизмов.

Для подготовки сточных вод на промыслах используют схемы открытого и закрытого типа.

Рис. 7.46. Принципиальная схема установки подготовки природных вод:

1,7,8 — насос; 2 — дозировочное устройство; 3 — смеситель; 4 — осветлитель; 5 — фильтр; 6 — резервуары

I — неподготовленные природные воды; II — коагулянт;

III — подготовленная вода на кустовые насосные станции;

IV — вода для очистки фильтра

Принципиальная схема установки очистки пластовых сточных вод открытого типаприведена 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 содержанием 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 практически 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 чистой 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 закачивать 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 нефтеловушек и прудов-отстойников затрачиваются значительные средства. Кроме того, в результате контакта с кислородом воздуха увеличивается коррозионная активность воды.

Принципиальная схема установки очистки пластовых сточных вод закрытого типаприведена 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 отстойники 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 предварительного сброса УПН, что позволяет уменьшить расход деэмульгатора и температуру нагрева эмульсии. Из резервуара-отстойника 2 пластовая сточная водазабирается насосом 5 и подается на КНС.

Применение закрытой системы очистки позволяет интенсифицировать 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 необходимость 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 — емкость чистой воды; 11 —

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 вода с ПАВ; IV — подготовленная вода на КНС

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

источник

Отраслевой стандарт ОСТ 39-225-88

Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству

(утв. приказом Министерства нефтяной промышленности от 28 марта 1988 г. N 147)

Дата введения 1 июля 1990 г.

Срок действия 1 января 1991 г.

1. Показатели и нормы качества воды

2. Контроль за качеством подготовки воды и периодичность отбора проб

Приложение 1 Допустимое содержание механических примесей и нефти в закачиваемой в продуктивный коллектор воде с целью поддержания пластового давления

Приложение 2 Технологические приемы обработки воды

Приложение 3 Перечень нормативно-технических документов на методы определения показателей качества воды для заводнения нефтяных пластов

Настоящий стандарт распространяется на воды, используемые для заводнения нефтяных пластов.

Стандарт не распространяется на подготовку воды для термических методов добычи, щелочного заводнения, приготовление различных вытесняющих растворов и композиций и сточные воды других отраслей промышленности.

Стандарт устанавливает основные требования к качеству воды для заводнения нефтяных пластов с учетом проницаемости и относительной трещиноватости коллекторов.

Стандарт обязателен для всех предприятий и организаций Министерства нефтяной промышленности, осуществляющих проектирование новых и реконструкцию существующих установок подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.

1.1. Водородный показатель (рН)

Значение рН должно находиться в пределах от 4,5 до 8,5.

1.2. Фильтрационная характеристика

При снижении коэффициента приемистости нагнетательных скважин с начала закачки воды на 20% следует проводить работы по восстановлению фильтрационной характеристики призабойной зоны и, при необходимости, улучшать качество закачиваемой воды.

1.3. Совместимость с пластовой водой и породой

Читайте также:  Подземные воды и методы их анализа

При контакте в пластовых условиях закачиваемой воды с пластовой водой и породой коллектора может быть допущено снижение фильтрационной характеристики в соответствии с п. 1.2.

1.4. Размер частиц механических примесей и эмульгированной нефти.

При закачке воды в поровые коллекторы проницаемостью свыше 0,1 мкм 2 должно быть 90% частиц не крупнее 5 мкм;

При закачке воды в поровые коллекторы проницаемостью до 0,1 мкм 2 — не крупнее 1 мкм.

1.5. Содержание нефти и механических примесей

В зависимости от проницаемости и относительной трещиноватости коллектора допустимое содержание нефти и механических примесей устанавливается по таблице 1 приложения 1.

1.6. Содержание растворенного кислорода

Содержание растворенного кислорода не должно превышать 0,5 мг/л.

1.7. Набухаемость пластовых глин

Набухаемость глин коллекторов в закачиваемой воде не должна превышать значения их набухаемости в воде конкретного месторождения.

1.8. Коррозионная активность

При коррозионной активности воды свыше 0,1 мм/год необходимо предусматривать мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов и оборудования.

1.9. Содержание сероводорода.

В воде, нагнетаемой в продуктивные коллекторы, пластовые воды которых не содержат сероводород или содержат ионы железа, сероводород должен отсутствовать.

1.10. Наличие сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ)

Не допускается присутствие СВБ в воде, предназначенной для закачки в пласты, нефть, газ и вода которых не содержат сероводород.

1.11. Содержание ионов трехвалентного железа

При заводнении продуктивных пластов, содержащих сероводород, устанавливать возможность образования сернистого железа, необходимость и мероприятия для удаления ионов трехвалентного железа из воды.

2.1. Технологические приемы очистки и подготовки воды выбирают в соответствии с приложением 2.

2.2. Контроль за качеством подготовленной для заводнения воды осуществлять: на выходе из водоочистной установки и на устье наиболее удаленной нагнетательной скважины.

2.3. Периодичность контроля качества воды устанавливается по согласованию технологической и геологической службами производственных объединений в зависимости от свойств закачиваемой воды и характеристики продуктивных коллекторов.

Допустимое содержание механических примесей и нефти в закачиваемой в продуктивный коллектор воде с целью поддержания пластового давления

Проницаемость пористой среды коллектора, мкм 2

Коэффициент относительной трещиноватости коллектора

источник

Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от :

1) свойств продуктивного горизонта (пласта);

2) от его строения и неоднородности ;

3) от типа закачиваемой жидкости;

4) от характера решаемых промысловых задач.

Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде представлены в фундаментальной Справочной книге для добычи нефти ( 1974 г.) и сформулированы следующим образом:

  • невысокое содержание механических примесей;
  • незначительное содержание эмульгированной нефти;
  • коррозионная инертность по отношению к напорным и распредели-тельным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;
  • отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.

Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода ( СО2 ) понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода – сернистую кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования.

При контроле за составом закачиваемой сточной воды уделяют внимание также условиям возможного развития и размножения так называемых сульфатных бактерий. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бакте-рии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода ( анаэробные бактерии ), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатовосстанавливающие бак-

терии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде и образовывать до 100 мг/ л сероводорода. Ионы сульфатов ( SO4 2-) инициируют процесс, а жизнедеятельность получающейся при этом культуры бактерий способствует образованию сульфидов железа. Высокая плотность сульфида железа служит причиной его выпадения в пласте, особенно в призабойной зоне скважин. При выносе же на поверхность FeS вызывает образование трудно разрушимого промежуточного слоя в резервуарах системы подготовки и хранения промысловой продукции.

Из-за химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин пресных вод и выпадения различных осадков. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают ( кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем :

— частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;

— кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;

— повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;

— кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;

— набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;

— снижение проницаемости породы-коллектора на 15 – 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.

Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 – 50 мг/ л , причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 – 6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории

(стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн ) и пробной закачкой в пласт.

Особое внимание при закачке в пласт «первичной» или «повторной» воды уделяют составу солей и их содержанию. Химический состав сопоставляют с составом пластовой воды с целью выяснения степени совместимости этих жидкостей в пластовых условиях.

Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике

шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca 2 + ), магния

(Mg 2 +) и натрия ( Na 2+) и отрицательные ионы хлора (Cl — ), сульфата (SO4 2-) и группы HSO3 — . Помимо ионного анализа определяют плотность воды, рН и др. показатели. Допустимые значения перечисленных показателей обычно устанавливают индивидуально для каждого объекта разработки (месторождения, залежи). Индивидуального подхода требуют и отдельные составляющие объекта разработки.

Показатели «первичной» воды, нагнетаемой в продуктивные пласты Ромашкинского нефтяного месторождения приведены в таблице 1.1.

«Первичные» воды, используемые на этом месторождении для целей ППД , характеризуются как жесткие, так как суммарное содержание ионов кальция и магния составляет 102 -–213 мг / л. Они обладают определенной коррозионной активностью из-за наличия диоксида углерода и кислорода. Что подтверждается повышенным содержанием соединений железа на устье нагнетательных скважин по сравнению с их содержанием в воде, поступающей на кустовые насосные станции ( табл. 1.2.). Рост показателя кислотности свидетельствует о том, что по мере движения воды от источника к нагнетательным скважинам происходит ее защелачивание в результате взаимодействия растворенного кислорода с металлом труб.

Характеристика «первичной» воды, нагнетаемой в пласты

источник

Свойства добываемой воды, нефти и газа, показатели разработки. Система сбора и подготовки, применяемая на месторождении, поддержание пластового давления. Требования, предъявляемые к качеству воды, закачиваемой в пласт. Расчет процесса закачки воды.

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

» УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений

по курсу «Сбор и подготовка скважинной продукции»

ПОДГОТОВКА ВОДЫ ДЛЯ ЗАКАЧКИ В НЕФТЯННЫЕ ПЛАСТЫ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Руководитель Салимгареев Т.Ф.

1. Свойства добываемой воды, нефти и газа

2. Основные показатели разработки

3. Система сбора и подготовки, применяемая на месторождении

4. Система поддержания пластового давления

6. Требования, предъявляемые к качеству воды, закачиваемой в пласт

7. Реализация каскадной технологии подготовки воды

8. Расчет процесса закачки воды

Список использованной литературы

Основные месторождения Республики Татарстан вступили в позднюю стадию разработки, характеризующейся высокой обводненностью продукции, закономерным снижением уровней добычи нефти. На данном этапе ставится задача стабилизации уровня добычи нефти на достигнутом уровне в течение длительного времени (20-25 лет). 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 85-88%, на долю пресных — 10-12% и на долю ливневых — 2-3%. 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. В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки. Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи. В условиях заводнения полнота выработки продуктивных пластов в первую очередь зависит от степени охвата объекта разработки как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения закачиваемой воды и пластовой. Поэтому основное внимание при геолого-промысловом анализе должно уделяться вопросам охвата пластов воздействием закачиваемой воды и особенностям продвижения воды по продуктивным пластам. К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс заводнения, относятся фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, вязкостные свойства насыщающих пласты и качества закачиваемых в них жидкостей и др.

месторождение пластовый давление вода

1. Свойств а добываемой воды, нефти и газа

Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте «ТатНИПИнефть» и в лабораториях НГДУ «Лениногорскнефть».

Пл а стовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализир о вался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по сущес т вующим ГОСТам.

Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосерн и стых. Свойства пластовой нефти

Давление насыщения газом, МПа 4,8-9,3

Суммарный газовый фактор, 50,0

Дифференциальном разгазировании 1,128-1,196

Плотность дегазированной нефти, кг/м 3 795,0-879,0

Плотность газа, кг\м 3 1,2398

Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор — кальциевого типа с общей минерализацией 252 — 280 г / л, в сре д нем 270 г /л. в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в сре д нем 168г / л ) и натрий ( 70,8 г / л ). Плотность воды в среднем 1,186 г\см 3 , вязкость 1,9 мПа с. В естественных, не нарушенных з а качкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сер о водород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 — 0,368 м 3 / м 3 , снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа прео б ладает метан.

По состоянию на 2007 г. из продуктивных пластов горизонта Д 1 Западно-Лениногорской площади отобрано 73,599 млн. т. нефти или 89,7% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефт е извлечения равен 0,498. Попутно с нефтью отобрано 156,8 млн. т. в о ды. Средняя обводненность добываемой продукции за период разработки с о ставила 68,9%. Водонефтяной фактор — 1,76.

В 2007 г. с площади отобрано 420 тыс. т. нефти. Темп отб о ра нефти составил 0,6% начальных и 3,48 от текущих извлекаемых запасов. Попутно с нефтью отобрано 3046 тыс. т. воды. Обводне н ность добываемой продукции равна 86,8% . Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 3,6 т/сут., по жидкости 27,3 т/сут. Годовой водо-нефтяной фактор — 6,6. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 16,0 и 9,6 Мпа. В продуктивные пл а сты закачано сначала разработки 209298 млн. м 3 воды, компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 109,1 %. Фонд нагнетательных скважин на 2007 г. равен 155, из которых 21 остановлена по технологическим причинам. Максимальная добыча нефти 3,893 млн. т. была достигнута в 1971г. Добыча в 3-3,9 млн. т. удерживалась в течение 10 лет. Начиная 1972г. наблюдается неу к лонное снижение добычи нефти и рост обводненности до 1986г. С 1987г. обводненность снижается. В 2001 г. добыча нефти в 8,5 раз меньше по-сравнению с достигнутым максимумом. В настоящее время темп снижения добычи нефти уменьшился, и площадь вступила в 4-ю ст а дию разработки. Максимальный уровень добычи жидкости порядка 8,0 млн. т. удерживался в течение 10 лет, в последние годы быстро сниж а ется.

Забойное давление добывающих скважин равно 9,8 МПа. За период с 1982 по 200 7 гг. оно снизилось на 0,7 МПа. Пластовое давление за этот пер и од осталось на одном уровне и равно 16,7 МПа.

С момента начала разработки блока отобрано 1959 млн. т. не ф ти. Это 43,0% начальных геологических и 89,9% извлекаемых зап а сов. Основная добыча нефти осуществляется в результате дренир о вания запасов высокопродуктивных неглинистых коллекторов, о т бор из глинистых составляет 21%, из малопродукти в ных — 4%.

Остаточные запасы нефти высокопродуктивных неглинистых коллекторов, главным образом, связаны с зонами частичного заводн е ния и могут быть извлечены известными гидродинамическими методами воздействия на пласт.

3. Система сбора и подготовки, применяемая на месторождении

Жидкость поступающая из добывающих скважин попадает на АГЗУ, где производится замер и учет его количества. Затем по коллекторам системы сбора она транспортируется в трубные водоотделители.

Средняя обводненность продукции скважин -93 %

На УПС производится сбор продукции скважин, раздел ГЖС на отдельные фазы (нефть, газ, пластовая вода), сброс пластовой воды с последующей утилизацией в систему поддержания пластового давления и откачка нефтеводогазовой смеси.

Продукция скважин под собственным напором поступает на замерные установки. Для измерения количества жидкой продукции скважин применяются автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник», счетчики количества жидкости СКЖ, блочные измерительные установки типа БИУС. Отличительной особенностью применяемой системы сбора от обычно принятой является применение на следующей стадии сбора трубных водоотделителей. Газожидкостная смесь поступает в трубные водоотделители ТВО, в которых происходит путевой сброс и дальнейшая утилизация пластовой воды в систему ППД.

Трубный водоотделитель входит в состав одного из основных объектов промысловой подготовки нефти, поэтому рассмотрим его работу более подробно на примере ТВО-4.

ТВО-4 предназначен для путевого сброса и утилизации пластовой воды на КНС и подачи водогазонефтяной смеси под собственным давлением на подготовку.

-по жидкости 4900,0 м 3 /сут

-утилизация пластовой воды в систему ППД до 3000-4200 м 3 /сут

Техническая характеристика УК:

Техническая характеристика ТВО:

Принцип работы ТВО-4. Водогазонефтяная смесь поступает в успокоительный коллектор, где происходит её предварительное расслоение. Затем водогазонефтяная смесь поступает в трубный водоотделитель (ТВО), где происходит разделение смеси на отдельные фазы — газ, нефть и воду. Отделившаяся вода с нижней части ТВО направляется в систему ППД. Нефть и газ из верхней части ТВО под давлением скважин направляется по нефтепроводу в НСП.

Работа ТВО-4 предусмотрена без обслуживающего персонала. Контроль и управление за технологическим процессом осуществляется дистанционно из щитовой КИП, размещаемой на площадке ТВО-4.

Работа ТВО-4 контролируется по давлению на трубопроводе «вход и выход водогазонефтяной смеси ТВО». Для определения содержания в утилизированной воде нефтепродуктов установлены пробоотборники.

Рисунок 1.3.1. Технологическая схема ТВО-4

Количество поступающей жидкости на ТВО-4 рассчитывается по режиму с учетом дебита скважин, находящихся в простое. Сброс воды с ТВО-4 на КНС контролируется самой КНС.

Частично обезвоженная нефть под собственным напором по трубопроводам поступает на установку подготовки нефти УПН, где производится сепарация и обезвоживание сырой нефти.

4. Система поддержания пластового давления

Искусственное заводнение получило широкое распространение. На месторо ж дениях, разрабатываемых с заводнением залежей, в настоящее время добывается около 90 % от общего уровня добычи нефти, в пласты закач и вается более 2 млрд. м 3 в год. Популярность искусственного заводнения нефтяных залежей обусловлена его следующими преимуществами:

— доступностью и бесплатностью воды;

— относительной простотой нагнетания воды;

— относительно высокой эффективностью вытеснения нефти водой.

Первоначально применение заводнения связывалось в основном с закачкой воды в нагнетательные скважины, распол о женные в законтурной части месторождения (законтурное заводнение). Принципы законтурного з а воднения — многоэтапность разработки, перенос нагнетания, отключение малообводненных скважин и другие — не получили распространения.

Развитием законтурного заводнения явилось создание системы внутриконтурного заводнения. В этом случае месторождение рядами нагнет а тельных скважин “разрезается” на отдельные полосы, блоки или площади самостоятельной разработки и нефть вытесняется нагнетаемой водой. Впервые внутриконтурная система разработки была запроектирована в 1955 г. на Ромашкинском месторождении.

В начале 60-х годов институтом «Гипровостокнефть» были обосн о ваны блоковые системы внутриконтурного заводнения. При этих системах требуется разрезать нефтяное месторождение на блоки оптимальных размеров, которые исключают консервацию запасов нефти во внутренних з о нах.

В случае приконтурного заводнения нагнетательные скважины располагаются внутри залежей в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Применяется для разработки небольших залежей (ш и риной не более 4-5 км) с известным положением контуров нефтеносности при относительно выдержанных пластах, высокой проницаемости и малой вязкости нефти.

При осевом разрезании скважины нагнетательного ряда размещаются вдоль длинной оси структуры. Осевое разрезание применяется при ширине залежей более 4-5 км и обычно сочетается с законтурным заводнением.

Площадное заводнение особенно эффективно применять при разрабо т ке малопроницаемых и сильно прерывистых пластов.

Очагово-избирательная система заводнения предназначена для разработки месторождений с высокой неоднородностью и прерывистостью пр о дуктивных пластов. По этой системе работают нефтяные залежи нижнего карбона на Ромашкинском месторождении.

В сильно неоднородных пластах нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя не вытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках зонах и др. Это пр и водит к тому, что участки нефтяных залежей за фронтом заводнения представляют собой бессистемное чередование заводненных высокопрон и цаемых и нефтенасыщенных менее проницаемых слоев и зон.

Читайте также:  Показатели анализа воды пригодной для питья

Такая ситуация наблюдается на Западно-Лениногорской площади с внедрением в разработку верхних пластов девона.

Одним из эффективных способов дополнительного охвата заводнением не вовлеченных зон и участков могут служить циклическое, нестационар ное заводнение послойно неоднородных продуктивных пластов и, как сопутствующий ему, способ изменения направления, кинематики потоков жидк о сти в систему скважин по простиранию неоднородных пластов.

Циклическое воздействие на пласты способствует преодолению х а рактера проявления капиллярных сил, выравниванию насыщенностей, т. е. повышению охвата заводнением неодноро д ных пластов.

На Западно-Лениногорской площади сложилась комбинированная си с тема разработки, сочетающая линейное разрезание площади на 3 блока с очаговым заводнением. Пластовое давление поддерживается 7 КНС с общим нагнетательным фондом скважин 135. Давление нагнетания варьируется от 150 до 195 кг/см 3 . КНС обеспечивается как сточными нефтенасыщенными водами, так и пресной водой. Общий объем закачки составляет примерно .

5 . Источники водоснабжения системы ППД

Для заводнения нефтяных пластов преимущественно используют воды поверхности источников, легко доступные и не требующие сложных мето дов их подготовки для закачки в нефтяные залежи. Так, источниками вод о снабжения для заводнения пластов нефтяных месторождений служат реки и другие естественные или искусственные пресноводные водоемы. Наряду с речной и морской в о дой для заводнения пластов используют подземную воду из неглубоко залегающих водоносных горизонтов. Серьезное внимание как возможным источникам водоснабжения при заводнении нефтяных месторо ж дений уделяется также сточным водам нефтедобывающих предприятий.

Применение сточных вод нефтедобывающих предприятий в системе заводнения позволит сократить расход дефицитной пресной воды для закачки в пласты и предотвратить загрязнение водоемов. Кроме того, сточные воды нефтедобывающих предприятий имеют повышенную температ у ру и низкое поверхностное натяжение и благодаря этому обладают большей по сравнению с речной водой нефтевымывающей способностью. По данным И.Г. Мархасина и И.Ф. Глумова, сточные воды вытесняют из пористой среды пр и мерно на 5% нефти больше, чем речная вода.

Из сказанного выше следует, что при заводнении продуктивных пластов прежде всего должны использоваться сточные воды нефтедоб ы вающих предприятий. В отдельных случаях можно использовать и бытовые сточные воды.

Большой практический интерес с точки зрения изыскания источников заводнения пластов представляют сточные воды нефтегазоперераб а тывающих заводов, находящихся вблизи нефтяных месторождений.

Требования, предъявляемые к качеству пресной воды. Для успешного осуществления процесса заводнения к качеству воды предъявляются определенные требования. Механические примеси и микроо р ганизмы, содержащиеся в нагнетаемой воде, кольматируют поверхность фильтрации и заиливают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Например, закачка сульфатной в о ды в пласты, содержащие хлоркальциевые соли, приводит к образованию н е растворимого осадка гипса:

SO 4 2- + Ca 2+ + 2 H 2 O = v CaSO 4 · 2 H 2 O

В тех случаях, когда для заводнения пластов, насыщенных сероводо родной жидкостью, применяется вода, содержащая железо и кислород , в пористой среде может происходить образование твердых осадков гидрата закиси FeS и элеме н тарной серы.

Согласно существовавшим правилам и инструкциям вода, предназн а чаемая для закачки в пласты, должна была содержать не более 2 мг/л взвешенных твердых частиц и 0,3 мг/л железа. Опыт, накопленный по заводнению нефтяных месторождений, как у нас, так и за рубежом, показыв а ет, что такой глубокой степени очистки воды не требуется. Более того, более важным фактором являются размеры частиц, а их количество, выражаемое в мг/л — вторично. Качество воды для заводнения следует норм и ровать для каждого конкретного месторождения с учетом коллекторских свойств пластов, применяемого метода заводнения — внутриконтурного или законтурного и целого ряда других факторов.

Кроме механических примесей в закупорке пор продуктивных пластов активное участие принимают различные микроорганизмы и водоросли, находящиеся в нагнетаемой воде. Наиболее опасными из них являются сульфатвосстанавливающие бактерии, развитие и деятельность которых отмечается на месторождениях многих регионов. Установлено, что активная де я тельность сульфатвосстанавливающих бактерий отмечается уже через один год после начала закачки воды в пл а сты. При этом бактерии способны почти полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде с образованием сероводорода до 100 мг/л.

Пресная вода, закачиваемая в залежь, иногда является главной прич и ной ухудшения коллекторских свойств пластов в связи с разбуханием глинистых материалов, входящих в состав пород. При значительном колич е стве глин в пласте целесообразно использовать для заводнения не

пресные, а минерализованные воды, которые практически не вызывают разбухания глин, а, следовательно, не уменьшают по этой причине приемисто сти нагнетательных скважин.

Уменьшение приемистости нагнетательных скважин вызывается та к же кольматацией пор пласта продуктами коррозии труб, по которым зак а чивается вода в пласт. При подготовке и закачке воды в пласт происходит химическая и электрохимическая коррозия металла труб. Продукты корр о зии труб, попадая в призабойную зону скважины и оседая в ее фильтровой части, за короткий пром е жуток времени могут снизить приемистость этой скважины до нуля.

Следует иметь в виду, что снижение приемистости нагнетательных скважин может иметь место даже при закачке в пласты очень чистой воды. Это связано с естественной деградацией пласта и кольматацией поровых каналов подвижными частицами, изначально содержавшихся в самом пл а сте. Нельзя выпускать из виду, что в подавляющем большинстве случаев пласт не работает как чисто фильтрующая система, так как в противном случае он был бы кольматирован в считанные часы. Движение жидкости осущест в ляется, прежде всего, по трещинам и каналам высокой прон и цаемости.

Наиболее достоверные данные о качестве воды для заводнения и об оптимальном значении давления нагнетания можно получить лишь в результате пробных закачек воды в пласты с использованием глубинных расходомеров, которые фиксируют поглощающую способность отдельных пр о пластков, слагающих продуктивный горизонт. При пробной закачке можно выяснить не только допустимое содержание механических примесей в воде, но и оптимальный размер взвешенных частиц, которые могут проходить по порам и проводящим каналам пласта, не снижая приемистости скважин в чрезмерных пределах.

Следует иметь в виду, что качество пресных вод в различные сезоны года может изменяться в очень широких пределах. Так, наивысшая конце н трация взвесей в пресных поверхностных водах достигается весной во время таяния снегов. Взвеси состоят в основном из глины и ила с размером частиц до 60 мкм, плотностью 2,65 г/см 3 . Летом появляется планктон плотностью, близкой к единице, и размером в несколько сот микрон. Это очень важно знать и учитывать в практических де й ствиях.

В целом, в наиболее общем виде к пресной воде предъявляются сл е дующие требования:

— содержание кислорода в воде должно быть исключено;

— в воде не должны содержаться планктон и водоросли;

— концентрация сульфатвосстанавливающих бактерий не должна пр е вышать одной единицы на миллилитр воды;

— содержание основных аэробных бактерий не должно превышать 10 млн/мл;

— для подавления деятельности бактерий должны быть применены с о ответствующие бактерициды;

— допустимая концентрация и размеры взвесей (ТВЧ, нефть и т.д.) в закачиваемой воде определяются по методике НТЦ «ЭКОТЕХ» с учетом ко л лекторских свойств и результатами ТЭО;

— температура закачиваемой воды не должна отрицательно влиять на нефтеотдачу и выпадение п а рафина;

— закачиваемая вода должна быть совместима с пластовой и не фо р мировать осадков.

Требования, предъявляемые к качеству пластовой воды

Воды, добываемые вместе с нефтью на поверхность, называются пластовыми. Как известно, по мере разработки нефтяных месторождений кол и чество добываемых вместе с нефтью пластовых вод увеличивается и на конечной стадии разработки может достигать 95-98 %.

По составу, плотности и физико-химическим свойствам пластовые воды различных месторождений неодинаковы. Для сравнения химического состава и оценки их качества пластовые воды классифицируют по Ч. Пальм е ру или В.А. Сулину.

Все пластовые воды по Ч. Пальмеру в зависимости от соотношений содержащихся в них ионов Na + , K + и Cl — , SO 4 2 , NO 3 — разделяются на пять классов, основными из которых являются 1 класс — щелочные и III класс — ж е сткие (хлоркальциевые) воды.

Все пластовые воды по классификации В.А. Сулина подразделяются на четыре класса: 1) сульфатнонатриевые; 2) гидрокарбонатнонатриевые; 3) хлормагниевые и 4) хлоркальциевые. В свою очередь, каждый класс разделяется еще на три группы вод: гидрокарбонатные, сульфатные и хлори д ные, а также группа включает три подгруппы: кальциевые, магниевые и натриевые.

Принадлежность пластовых вод к тому или иному типу устанавлив а ют лабораторным анализом соотношения количеств отдельных ионов.

Для оценки химического состава пластовых вод обязательно опред е ляют шесть ионов: Cl — , SO 4 2 , HCO 3 — , Ca 2+ , Mg 2+ , Na + , а также плотность и вод о родный показатель воды ( pH ). Такой анализ называется стандартным или шестикомпонентным. Иногда дополнительно в пластовых водах определяю т ся содержание следующих ионов: I — , Br — , NH 4+ , CO 3 2+ , Fe 2+ , H 2 S .

Пластовые воды, добываемые вместе с нефтью и содержащие бром ( Br ) и иод ( I ), часто перераб а тывают на специальных заводах для получения этих продуктов в чистом виде.

Кроме указанных характеристик пластовых вод важными показателями являются также степень минерализации и содержание растворенных газов.

Под минерализацией пластовых вод понимается суммарное содержание в воде растворенных н е органических солей.

Согласно акад. В.И. Вернадскому, все пластовые воды (и поверхностные в том числе) по величине минерализации разделяются на четыре класса: 1) пресные с минерализацией до 1 г/л; 2) солоноватые (слабоминерализова н ные) — от 1 до 10 г/л; 3) солевые (минерализованные) — от 10 до 50 г/л и 4) рассолы, минерализация которых выше 50 г/л.

Для различных месторождений минерализация пластовых вод измен я ется в пределах от 15 до 3000 г/л. Минерализация пластовых вод, как пр а вило, растет с глубиной залегания продуктивных горизонтов, из которых извлекается нефть.

С повышением минерализации воды увеличивается ее плотность, которая может достигать в о т дельных случаях 1,5 г/см 3 .

Перекачка высокоминерализованной пластовой воды насосами требует повышенного расхода мощности двигателей, однако, вместе с этим у высокоминерализованных вод улучшаются проце с сы отстаивания нефти от воды, уменьшается набухание глинистых частиц продуктивного пласта и пониж а ется температура замерзания этой воды.

В пластовых водах могут присутствовать следующие газы: азот ( N 2 ), сероводород ( H 2 S ), угл е кислый газ (СО 2 ), кислород (О 2 ), метан (СН 4 ), этан (С 2 Н 6 ) и др. в количестве от 15 до 200 л/м 3 воды в зависимости от давления температуры, минерализации.

Вязкость пластовой воды зависит в основном от температуры и м о жет изменяться в пределах 0,2-2 сП.

В настоящее время вместе с нефтью добывается около 550-600 млн.м 3 пластовых вод в год.

К пластовым сточным водам, подлежащим закачке в продуктивные пласты, обычно предъявляю т ся следующие основные требования:

— стабильность химического состава закачиваемой воды;

— повышенная нефтевымывающая способность;

— вода не должна вызывать быстрого снижения приемистости нагн е тательных скважин;

— не должна быть коррозионно-активной;

— затраты на очистку и подготовку воды должны быть минимальными;

— совместимость с водой, содержащейся в пласте;

— высокая степень чистоты (низкое содержание кольматирующих поровое пространство взвесей и отсутствие ингибиторных гелей), обусло в ливающая максимальную длительность межремонтных периодов и поддерж а ние высокой степени приемистости нагнетательных скважин, вскрывших пласты с различными характеристиками, которая определяется индивид у альными расчетами, учитывающими коллекторские свойства пластов по методике НТЦ «ЭКОТЕХ»;

— температура воды должна исключать существенное охлаждение пласта, изменение вязкостных характеристик вытесняемой нефти и во з можность выпадения АСПО в пористой среде пласта и особенно призабойной зоне;

— закачиваемая вода не должна содержать в себе кислород в колич е ствах, поддерживающих жизнедеятельность микроорганизмов, вызывающих формирование гидратов окиси железа, вызывать усиление коррозии оборуд о вания;

— закачка в пласт сероводородсодержащих вод должна осуществлят ь ся через систему ППД в антикоррозионном исполнении, что позволяет и з бежать самоглушения скважин в результате инте н сивного корродирования НКТ и другого оборудования;

— концентрация минеральных солей в пластовой сточной воде при ее смешении с пресной или в результате естественного разубоживания дол ж на поддерживаться на уровне более 100 г/л, что позволяет подавлять жи з недеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий;

— при закачке воды в пласты, содержащие набухающие глины, конце н трация в ней ионов Ca и Mg должно быть выше 10% от общего содержания ионов всех других типов.

Стабильность химического состава пластовой сточной воды означ а ет, что в подготовленной для нагнетания воде при хранении и перекачке не должны образовываться твердые взвешенные частицы за счет химических реакций.

Большинство пластовых сточных вод имеет низкую стабильность, что связано со значительным содержанием в них ионов бикарбонатов НСО 3- и солей закисного железа в форме бикарбоната Fe ( HCO 3 ) 2 .

Если пластовая сточная вода контактирует с кислородом воздуха, то происходит реакция вида:

в результате которой образуется осадок гидрата окиси железа, приводя щий к снижению приемистости нагнетательных скважин, и весьма корроз и онно-агрессивный углекислый газ.

Повышенная нефтевымывающая способность. Закачиваемая в пласт вода должна обладать достаточной нефтевымывающей способностью, обе с печивающей при заводнении не менее 60% добычи от балансовых запасов нефти. На увеличение коэффициента нефтеотдачи продуктивных горизо н тов при их заводнении существенно влияют ПАВ, которые содержаться в пластовой сточной воде. Вода, содержащая ПАВ, обладает низким поверхн о стным натяжением на границе с нефтью и значительно эффективнее см а чивает породы продуктивных пластов, т.е. она более полно отмывает нефть, удерживаемую на поверхности поровых каналов под действием капиллярных и адгезио н ных сил.

Значительная часть ПАВ, содержащихся в воде, адсорбируется на поверхности пород, поэтому д о бавку ПАВ к воде целесообразно применять при внутриконтурном заводнении пластов с небольшим содержанием воды, в результате чего концентрация ПАВ на поверхности капилляров увеличивае т ся, что ведет к повышению нефтеотдачи. Естественно, что вода не должна вызывать быстрого снижения приемистости нагнетательных скважин. Для поддержания, приемистости их на определенном уровнеи содержание механических примесей и количество нефти в пластовой сточной воде, закач и ваемой в продуктивные пласты, должно быть строго регламентировано для каждого месторождения. При этом следует иметь в виду, что размеры ча с тиц всегда первичны, а их масса в мг/л — вторична.

7. Реализация каскадной технологии подг о товки воды

Продуктивные пласты горизонтов Д 1 До Ромашкинского месторождения характеризуются высокой макро- и микронеоднородностью, которые не о б наруживаются при исследованиях комплексом стандартного каротажа, но оказывают существенное влияние на процессы вытеснения нефти путем з а качки различных типов вод (пластовые, сточные, пресные).

На основе новых петрофизических исследований малопродуктивных пластов, выполненных в ТатНИПИнефти, НТЦ «ЭКОТЕХ», а также компаниями «Серк-Бейкер» и «Тоталь», определены н о вые явления, не учитываемые прежде.

Пористая среда характеризуется двумя параметрами: размерами и распределением по размерам пор, а также соединяющих их поровых каналов. Для пластов 2 класса I и 2 группы 50-60% пор и поровых каналов по ртутной порометрии имеют размеры соответственно 25-75 и 6-12 микрон. Этот фактор налагает новые требования при оценке допустимого содерж а ния твердых взвешенных частиц в закачиваемой воде: необходима регламе н тация не только общего их содержания, но и размеров.

Кроме того, в составе пористой среды имеются мелкие частицы, которые, отрываясь от зерен пласта, осуществляют миграцию по порам и поровым каналам. Количество и размеры этих частиц определяются как ко л лекторскими свойствами пласта, так и интенсивностью воздействия на пласт при закачке вытесняющего агента. Причем движение мигриру ю щих частиц имеет место как при прямой, так и при обратной фильтрации, а их количество достигает до 25-30 тыс. частиц на миллилитр.

Экспериментально установлено, что при любой системе очистки фильтрация закачиваемой воды через пористую среду сопровождается сн и жением ее проницаемости, причем, если при закачке ультрафильтрованной воды (размеры частиц 0,2 микрона) темпы снижения проницаемости соста в ляют порядка 0,15% на один поровый объем, то при закачке неочищенной речной воды это сниж е ние достигает 2,2%. После прокачки около 130 и 36 поровых объемов, темп падения проницаемости уменьшается, соответс т венно, до 0,02 и 0,17%.

При обратной фильтрации воды через образцы кернов имеет место восстановление проницаемости в интервале от 0,261 до 1,061 исходного значения (для различных типов пород). Средние величины по 20 образцам при фильтрации ультрафильтрованной воды составили: уменьшение при прямой прокачке 0,576 и восстановление при обратной прокачке 0,745 от исходной величины. В некоторых случаях проницаемость не восстанавлив а ется вообще.

Оценка необходимых объемов нагнетания для заводнения различных типов коллекторов на остаточные запасы нефти при водонефтяном факт о ре, равном 3 и 5 соответственно, показала, что весь объем вод, подлеж а щих очистке, может составить 1,55-2,2 млрд. м 3 , который ра с пределяется по типам коллекторов в соотношениях: 1 группа 1 класс — 56%: 1 группа 2 класс — 21% и 2 группа — 23%. Из различных источников загрязнения пр о дуктивного пласта первым из них является сам пласт, в продукции которого содержится от 16 до 72 мг/л твердых взвеше н ных частиц (ТВЧ), причем 83-87% из них имеют размеры менее 5 мкм, а более 10 мкм — 5-8%. Затем по пути движения воды от очистных сооружений до устья нагнетательной скважины (НС) количество ТВЧ возрастает еще на 30%.

Следовательно, как уже отмечалось, сама система ППД является мощным источником формирования ТВЧ, что требует новых подходов к ее созданию.

Известно, что в пресной воде в основном превалируют частицы 1-5 мкм, а в сточной — 0,2-1 мкм. Это свидетельствует об эффективности промысловых очистных сооружений, извлекающих из воды не только крупные частицы, которые изначально содержались в ней. Количество ТВЧ составл я ет 10 6 -10 11 единиц на один литр.

Установлено, что основная доля кольматирующего вещества содержится в частицах 6-15 мкм (56,9%) и 15-30 мкм (33,8%), которые и дол ж ны быть удалены в первую очередь.

Качество воды и содержание ТВЧ определяют основные параметры закачки воды в пласт, в том числе — давление закачки Р, расход воды Q , накопленный объем закачанной воды W , время работы скважины t , скорость з а качки (фильтрации) V при необходимой площади фильтрации F .

Для каждой скважины качество воды должно рассчитываться с полным учетом их коллекторских свойств по методикам НТЦ «ЭКОТЕХ», Для выте с нения нефти водой из слабопроницаемых коллекторов допустимые размеры частиц могут иметь разные значения, в том числе 0,3-1 мкм.

Расчетные значения размеров поровых каналов и частиц, рекомендуемое качество сточной воды для закачки в пласты с низкой, средней и высокой проницаемостью для некоторых пластов НГДУ приведены в таблицах 1.6.1 и 1.6.2.

Таблица 1.6.1. Расчетные значения размеров поровых каналов и частиц.

источник