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 обессоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений — это важное техническое и природоохранное мероприятие 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.
Добыча нефти и газа на Ярино-Каменноложском, Кокуйском и Уньвинском ...
... продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют ... мм. Фонтанная арматура скважин морских месторождений с подводным устьем имеют специальные ... осуществляется резиновыми кольцами. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля ... забойный штуцер. Режим работы скважины (дебиты нефти. газа и воды, давление забойное и ...
Сточные воды содержат растворенные газы: кислород, сероводород, углекислый газ, которые интенсифицируют их коррозионную активность, что приводит к быстрому износу нефтепромыслового оборудования и трубопроводов и, следовательно, к 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.
ОСТ 39-255-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству» устанавливает следующие требования для воды, закачиваемой в пласт:
- Водородный показатель (pH) должен находиться в пределах от 4.5 до 8.5.
- 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.
- Содержание нефти и механических примесей:
Таблица 1
|
Проницаемость пористой среды коллекторов, мкм 2 |
Коэффициент относительной трещиноватости коллектора |
Допустимое содержание в мг/л в воде |
Нефти |
|
|
До 0,1 вкл. |
— |
До 3 |
До 5 |
|
|
Свыше 0,1 |
— |
До 5 |
До 10 |
|
|
До 0,35 вкл |
От 6,5 до 2 вкл |
До 15 |
До 15 |
|
|
Свыше 0,35 |
Менее 2 |
До 30 |
До 30 |
|
|
До 0,6 вкл |
От 3,5 до 3,6 вкл |
До 40 |
||
|
Свыше 0,6 |
Менее 3,6 |
До 50 |
До 50 |
|
. Содержание растворенного кислорода не должно превышать 0,5 мг/л.
5. Набухаемость глин коллекторов в закачиваемой воде не должна превышать значения их набухаемости в воде конкретного месторождения.
. При коррозионной активности воды свыше 0,1 мм/год необходимо предусматривать мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов и оборудования.
. В воде, нагнетаемой в продуктивные коллекторы, пластовые воды которых не содержат сероводород или содержат ионы железа, сероводород должен отсутствовать.
. Не допускается присутствие сульфатвосстанавливающих бактерий в воде, предназначенной для закачки в пласты, нефть, газ и вода которых не содержат сероводород.
. При заводнении продуктивных пластов, содержащих сероводород, устанавливать возможность образования сернистого железа, необходимость и мероприятия для удаления ионов трехвалентного железа из воды.
Установки для очистки сточных вод предназначены для очистки сточных вод от остаточных нефтепродуктов и механических примесей и доведения обрабатываемой воды до таких кондиционных характеристик, которые позволяют применять эту воду в системе ППД. Для подготовки сточных вод на нефтяных месторождениях о6ычно применяются установки двух типов: открытые и закрытые. В открытых установках сточные воды движутся самотеком, и они контактируют с кислородом воздуха. Это один из их основных недостатков, часто приводящих к изменению свойств воды: происходит окисление железа, содержащегося в воде, изменяется водородный показатель рН, повышается коррозионная активность и т.д. Однако открытые системы позволяют на одних тех же сооружениях очищать воды разного состава и изменять в нужном направлении их качество при помощи различных реагентов (коагулянтов).
В качестве коагулянтов в сточные воды добавляют сернокислый алюминий и полиакриламид (ПАА).
Кроме того, открытые системы позволяют очищать пластовые (и промливневые) сточные воды в одном потоке независимо от состава, давления и газонасыщенности воды и совместно закачивать их в нагнетательные скважины. Открытые системы чаще всего рекомендуются для сточных вод с большим содержанием сероводорода (H2 S) и углекислого газа (СО2 ) и для более глубокой очистки воды от капелек нефти и механических примесей. Закрытая система очистки позволяет интенсифицировать процесс подготовки воды с применением отстоя и фильтрования под давлением, существенно снизить агрессивность сточной воды путем исключения контакта ее с кислородом воздуха, уменьшить количество загрязнений в воде, использовать остаточное давление газа после аппаратов УПН для очистки сточной воды и для транспорта уловленной нефти и осадка, сохранить свойства пластовых вод, наиболее полно и рационально использовать оборудование заводского изготовления. Из-за отсутствия контакта сточной воды с кислородом воздуха коррозионная активность ее не повышается и не происходит окисления гидрата закиси железа Fe(OH)2 в гидрат окиси Fe(OH)3 , а это значит, что не происходит и выпадения последнего в осадок, снижающий приемистость нагнетательных скважин. К недостаткам закрытых систем следует отнести необходимость строительства параллельного блока очистки для поверхностных промливневых стоков, расход которых обычно колеблется в пределах 7-10% от расхода вод, сбрасываемых из аппаратов УПН.
Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод разработаны трех типоразмеров: УОВ-750 производительностью 750 м3 /сут, УОВ-1500 — 1500 м3 /сут и УОВ-3000 — 3000 м3 /сут.
Установка (см. Рисунок 1) состоит из трех блоков: напорного отстойника 1, импеллерного флотатора 7 и сепаратора 11. Кроме того, в состав установки входит блок местной автоматики БМА-35.
Блок напорного отстойника предназначен для предварительной очистки сточных вод от нефтепродуктов и механических примесей. Блок импеллерного флотатора служит для основной очистки сточных вод от нефти и механических примесей. Блок сепаратора — последняя ступень обработки воды. Он включает секции для очистки воды 17, для уловленной нефти 16 и для раствора ингибитора коррозии 13. Кроме того, в блок сепаратора входят насосные агрегаты 15 для откачки уловленной нефти на установку подготовки нефти, 18 — для подачи воды на кустовые насосные станции (КНС) и 19 — для ввода ингибитора коррозии в воду, перекачиваемую на КНС. Установка работает следующим образом. Сточная вода после установки подготовки нефти под избыточным давлением поступает в емкость блока отстойника 1. В емкости смонтированы вертикальные перегородки, благодаря которым процесс обработки жидкости гравитационным методом наиболее эффективен. Перегородка первого отсека служит отбойником для наиболее крупных механических частиц, которые оседают на поддон и поступают по трубопроводу на иловую площадку. Далее в обрабатываемой воде, проходящей через систему перегородок, вследствие инерционных усилий, получающихся при крутых поворотах, происходит коалесценция мелких капель нефти. Выделившаяся нефть собирается в вертикальной цилиндрической камере 4, откуда она автоматически сбрасывается межфазным регулятором уровня 3 типа РУМ-18 в отсек 16 сепаратора 11. Из последнего отсека отстойника вода поступает в блок импеллерного флотатора 7, на днище которого смонтирован импеллерный блок. Его крыльчатка связана с газовой линией вертикальной трубой, проходящей в центре емкости флотатора. Внутри флотатора имеется перфорированная труба, через которую поступающая вода выходит мелкими струями. Чистая вода, скапливающаяся в донной части флотатора, отводится по вертикальной трубе в сепаратор 11. При вращении импеллерной крыльчатки обрабатываемая вода отбрасывается к стенкам флотационной емкости, отчего в центральной донной области создается разряженная зона, в которую по центральной трубе подается газ сепарации. Импеллерная крыльчатка диспергирует газ на мельчайшие пузырьки, устремляющиеся через поток жидкости вверх флотационной емкости. При этом взвешенные частицы эмульгированной в воде нефти увлекаются всплывающими вверх пузырьками газа и в виде пены собираются на поверхности воды. Нефть стекает в пеносборный бункер, расположенный в верхней части флотатора, откуда направляется в отсек 16 блока сепаратора. Автоматическое регулирование расхода газа, подаваемого во флотатор, осуществляется с помощью установленного на линии подачи газа регулятора давления прямого действия типа РПД-4 6 и жиклера 9, поддерживающего постоянство расхода газа.
Газовый счетчик 8 типа РГ-250 предназначен для периодического контроля расхода газа и настройки регулятора давления.
Качество обработки воды флотационным методом зависит от поддержания определенного перепада давления во флотаторе и в ее газоподводящей трубе. Контроль перепада давления ведется с помощью дифманометра 25 типа КАЗ-10-20 и вторичного показывающего прибора 27 типа ВМД. Эти же приборы обеспечивают автоматическую сигнализацию при падении перепада давления ниже установленной величины. Обработанная вода с низа флотатора сифонным способом подается в гидроциклонную головку 12 блока очистки воды сепаратора 11. Собирающаяся в отсеке 17 очищенная вода насосами 18 типа ЗМС-10 подается в систему ППД.
Автоматическая откачка нефти из сепарационной емкости осуществляется с помощью автомата откачки типа АО-5, смонтированного в отсеке 16, и блока управления двигателем шестеренчатого насоса 15. Автоматическое регулирование уровня очищенной воды в сепарационной емкости обеспечивается с помощью регулятора уровня типа РУМ-17. Исполнительный механизм регулятора установлен на выкидной линии центробежных насосов.
Измерение объема очищенной воды ведется комплектом, включающим камерную диафрагму 14, дифманометр 24 типа КАЗ-10-20, показывающий вторичный прибор 28 типа ВФСМ-2С-0 и частотный интегратор 29, дающий суммарное значение объема. На установке предусмотрены автоматический контроль и сигнализация при выходе за пределы допустимых значений давлений в напорном отстойнике, сепарационной емкости, а также в трубопроводах для подачи газа во флотатор, на выкиде насосов откачки воды и на выкиде насоса ингибитора коррозии. Указанная система контроля и сигнализации реализуется при помощи взрывозащищенных манометров 23 типа ВЭ-16РБ.
Технологические схемы и схемы контроля установок УОВ-1500 и УОВ-3000 аналогичны рассмотренной.
На практике применяются и другие схемы очистки сточных вод. На УПН «Черновское» ОАО «Белкамнефть» применяется следующая схема.
Подтоварная вода из технологических резервуаров РВС емкостью 4000 м3 и 2000 м3 направляется в резервуары подготовки воды РВС емкостью 1000 м3 , где происходит отстой и дегазация пластовой воды. Часть воды насосами отбирается из технологических резервуаров и откачивается по направлениям: в ППД Южно-Лиственского м/р и сбросовую скважину. Резервуары подготовки пластовой воды оборудуются трубопроводами отвода уловленной нефти и устройствами распределения и сбора жидкости. Внутренняя начинка этих резервуаров подразумевает работу с фиксированным гидрофобным слоем. Гидрофобный слой состоит из уловленной нефти и предназначается для очистки воды от механических примесей. Слой нефти должен составлять 30-50 см. Принцип очистки состоит в том, что вода, проходя через слой нефти, очищается за счет того, что механические примеси остаются в гидрофобном слое. Отработанный гидрофобный слой удаляется с 8-метрового уровня, с вывозом либо утилизацией в специальное место. Скопившаяся подтоварная вода в первом резервуаре подготовки пластовой воды утилизируется насосами ЦНС-К60-66 в систему ППД, а часть воды направляется в путевой подогреватель ПП-1,6. В путевом подогревателе подтоварная вода нагревается до 45-50ºС и по линии «горячей струи» направляется в технологические резервуары. Вода со второго резервуара-отстойника пластовой воды утилизируется насосами НБ-50 и НБ-125 в поглощающую скважину. Резервуары-отстойники для очистки пластовых вод оборудованы системой трубопроводов для отвода уловленной нефти (см. Рисунок 2).
Рисунок 2. Отстойник для очистки нефтепромысловых сточных вод.
— корпус резервуара — отстойника; 2 — трубопровод подачи загрязненной воды; 3 — трубопровод отвода уловленной нефти; 4 — кольцевой короб сбора уловленной нефти; 5 — лучевой распределитель ввода загрязненной воды; 6 — сифонный регулятор для поддержания уровня раздела фаз «нефть-вода» и отвода очищенной воды; 7 — трубопровод подачи воды для размыва осадка; 8 — трубопровод отвода шлама.
В резервуарах-отстойниках пластовой воды предусматривается:
- дистанционный контроль и сигнализация уровня;
- сигнализация верхнего уровня.
Уловленная нефть из этих резервуаров с уровня 5м. насосом забирается насосом 5НК и направляется в технологический резервуар.
Сигнализация о работе насосов выведена на АРМ оператора.
Для измерения количества закачиваемой подтоварной воды в систему ППД предусмотрен узел учета воды. Также учет откачиваемой воды предусмотрен по направлениям поглощающих скважин и в ППД Южно-Лиственского м/р.
Ливневые стоки с технологических площадок и с площадок резервуаров, производственные стоки котельной поступают в емкость производственно-дождевых стоков ЕК и откачиваются погружным насосом 12НА-9х4 в резервуар-отстойник для очистки пластовых вод.
В емкости ЕК предусматривается:
- местный контроль давления на выкидном трубопроводе насоса откачки;
- сигнализация верхнего уровня и включение насоса откачки;
- сигнализация о работе насоса.
В путевом подогревателе ПП-1,6 предусматривается:
- контроль давления в змеевике;
- контроль температуры теплоносителя;
- сигнализация об аварийных ситуациях с остановкой работы подогревателя.
Для защиты оборудования и трубопроводов от коррозионного воздействия агрессивных сточных вод предусматривается применение ингибитора коррозии в трубопровод очищенных сточных вод, откачиваемых в систему ППД.
Ингибиторное хозяйство включает в себя установку дозирования ингибитора коррозии УДЭ. В качестве ингибитора-бактерицида используется СНПХ-1004 с фиксированной дозировкой реагента. Расход ингибитора бактерицида в подтоварную воду определен как 40г/м3 .
Существует достаточно большое количество вариантов оборудования для очистки сточных пластовых вод перед закачкой их в пласт. Кроме перечисленных выше можно отметить использование вертикальных стальных резервуаров-отстойников (РВО) и напорных отстойников (НО) с напорными фильтрами и без них, нефтеловушек, прудов и т.д. Применение каждого из них обосновывается при проектировании системы сбора и подготовки месторождения в зависимости от ряда условий. По этой же причине различаются и средства автоматизации и контрольно-измерительные приборы, применяемые при очистке сточных пластовых вод. Среди них наиболее распространены средства измерения давления (манометры) и уровня жидкости (уровнемеры поплавковые и ультразвуковые), различные механизмы отвода жидкости и газа (автоматы откачки, регулятор давления и жиклер для постоянного расхода газа), а также средства дистанционного наблюдения и управления (телемеханика).
Все это позволяет автоматизировать подготовку воды для закачки в пласт, т.е. ускорить процессы очистки и уменьшить необходимость присутствия человека при этих процессах.
очистка сточный автоматизированный нефтепродукт
1. ОСТ 39-255-88. Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству.
. Кудинов В.И. Основы нефтегазового дела. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2004, 720 с.
. Исакович Р.Я. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа : [Учеб. для техникумов] / Р. Я. Исакович, В. Е. Попадько, 351 с. ил. 22 см, 2-е изд., перераб. и доп. М. Недра 1985
. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра, 1985. — 308 с.
. Подготовка воды для заводнения нефтяных пластов требования, предъявляемые к воде, закачиваемой в пласт [Электронный ресурс] — Электрон. текстовые дан. — Режим доступа: , свободный.
. Технологический регламент участка комплексной подготовки нефти Черновского м/н., 2013 г.
